CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE EMPRESA DO ... · A interligação do Sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional, embora não apenas uma vitória

CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE CNPJ Nº 00.357.038/0001-16

EMPRESA DO SISTEMA ELETROBRÁS

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS DO EXERCÍCIO SOCIAL FINDO EM 31.12.2009

(comparadas às do exercício social findo em 31.12.2008)

1 – RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

2 – BALANÇO PATRIMONIAL

3 – DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

4 – DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

5 – DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA

6 – DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

7 – NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO

8 – PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

9 – PARECER DO CONSELHO FISCAL

Elaboradas de acordo com:

a) Lei nº 6.404/1976, com as alterações introduzidas pela Lei nº 11.638/2007 e Lei nº 11.941/2009;

b) Resolução Aneel nº 444/2001 (Manual de Contabilidade do Setor Elétrico);

c) Instruções emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, da Comissão de Valores Mobiliários – CVM e da controladora Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.

Relatório da Administração

Eletronorte

2009

Relatório da Administração da Eletronorte 2009

Ref: PPE/RAE 2009 2

MENSAGEM

Sabem os poetas transformar a realidade complexa em palavras que podem explicar de forma precisa determinados momentos da vida de pessoas e mesmo de uma empresa. Assim, reproduzimos da inspiração de Fernando Pessoa, trecho que bem ilustra o que foi 2009 para a Eletronorte:

"Há um tempo em que é preciso abandonar as roupas usadas, que já tem a forma do nosso corpo, e esquecer os nossos caminhos, que nos levam sempre aos mesmos lugares. É o tempo da travessia: e, se não ousarmos fazê-la, teremos ficado, para sempre, à margem de nós mesmos."

Foi assim 2009 um ano onde foram construídos os alicerces da ponte que permitirá a travessia para um futuro melhor que está sendo construído pela transformação da Eletrobrás e pelo projeto “Eletronorte, Eficiência e Crescimento”.

Desafios estruturais foram vencidos. A interligação do Sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional, embora não apenas uma vitória da Eletronorte, representou para a Empresa a realização de um projeto de muitos anos que permite não somente estancar custos elevados para a geração de energia térmica, como também propiciar para os estados do Acre e Rondônia condições de provimento adequado de energia elétrica.

Com a interligação, pôde a Eletronorte passar para as concessionárias locais os ativos de transmissão abaixo de 230 KV e fazer o repasse dos contratos de compra de energia do PIE Termonorte para a concessionária Ceron.

Também um ano de importantes conquistas e reconhecimentos dentre os quais podemos destacar:

• A Revista Exame Você S.A. concedeu a Eletronorte, por intermédio da Regional de Produção de Tucuruí – CTC, o reconhecimento como uma das “150 Melhores Empresas para Você Trabalhar”.

• A Japan Institute of Plant Maintenace – JIPM outorgou a Eletronorte o “Prêmio Excelência em Comprometimento Consistente em TPM 2009”

• A Revista Época Negócios, o Fórum de Inovação da Fundação Getúlio Vargas (FGV), a Escola de Administração de Empresas de São Paulo (Eaesp) e o Great


Ref: PPE/RAE 2009 3

Place to Work (GPTW), com apoio técnico da Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), concederam a Eletronorte o reconhecimento como uma das 25 empresas mais inovadoras do Brasil e o prêmio “As empresas mais inovadoras do Brasil/2009” na categoria Processo de Inovação.

A travessia, contudo, está apenas começando. Desafios que se estendem até 2020 já estão sendo traçados. Para alcançá-los, como sempre, conta a Eletronorte com a sua maior força: o conhecimento e dedicação de mulheres e homens que juntos têm transformado obstáculos em vitórias e ajudado a construir o desenvolvimento da Região Norte e do Brasil.


Ref: PPE/RAE 2009 4

Sumário

��

PERFIL E ESTRUTURA .................................................................................................................................................. 5�

EFICIÊNCIA E CRESCIMENTO ................................................................................................................................. 11�

O DESAFIO DE MUDAR .................................................................................................................................................... 11�SUSTENTABILIDADE EMPRESARIAL ................................................................................................................................ 12�A DIMENSÃO ECONÔMICO-FINANCEIRA ........................................................................................................................ 13�A DIMENSÃO SOCIAL ..................................................................................................................................................... 31�

NOVOS NEGÓCIOS, PARCERIAS E EMPREENDIMENTOS ................................................................................ 40�

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ................................................................................................................................... 43�PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA........................................................................................... 51�

DESEMPENHO OPERACIONAL................................................................................................................................. 61�

PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO PARA TERCEIROS ..................................... 72�

RECONHECIMENTO E CERTIFICAÇÕES .............................................................................................................. 74�

PREVINORTE ................................................................................................................................................................. 79�

ENCERRAMENTO ......................................................................................................................................................... 81�


Ref: PPE/RAE 2009 5

PERFIL E ESTRUTURA

Instituição e Propósitos

As Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, sociedade anônima de economia mista e subsidiária das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás, é uma concessionária de serviço público de energia elétrica.

Criada pela Lei nº 5.824, de 14 de novembro de 1972, constituída por escritura pública em 20 de junho de 1973, foi autorizada a funcionar como concessionária de serviços públicos de energia elétrica pelo Decreto nº 72.548, de 30 de julho de 1973.

Com sede no Distrito Federal atua intensamente na Região da Amazônia legal, com instalações nos Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins.

Além dos clientes localizados nos estados mencionados, fornece energia para compradores que se localizam nas demais regiões brasileiras, por meio do Sistema Interligado Nacional – SIN.

Dos cerca de 24 milhões de habitantes que vivem nos Estados onde a Eletronorte tem ativos de geração e transmissão, mais de 15 milhões se beneficiam da energia elétrica proveniente das quatro usinas hidrelétricas – Tucuruí (PA), a maior usina genuinamente brasileira e a quarta do mundo, Coaracy Nunes (AP), Samuel (RO) e Curuá-Una (PA) – e de parques termelétricos.

A potência total instalada é de 9.674,52 megawatts e os sistemas de transmissão contam com 9.841,37 quilômetros de linhas e 52 subestações, com capacidade total instalada de 26.897,89 MVA.


Ref: PPE/RAE 2009 6

Dimensão Empresarial

DADOS OPERACIONAIS DEZEMBRO DE

2007 DEZEMBRO DE

2008 DEZEMBRO DE

2009

USINAS EM OPERAÇÃO 11 11 11

Hidráulicas 4 4 4

Térmicas 7 7 7

POTÊNCIA INSTALADA (MW) 9.736,66 9.293,26 9.674,52

Hidráulica (MW) 8694,0 8694,0 8.694,00

Térmica (MW) 599,26 599,26 511,73

PIE (MW) - - 468,79

LINHAS DE TRANSMISSÃO (km) 9.839,76 10.573,81 9.841,37

Em 500 kV (km) 3236,0 3.236,1 3.236,10

Em 230 kV (km) 5114,0 5.438,97 5.446,87

Em 138 kV (km) 1018,0 1387,09 955,61

Tensões abaixo de 138 kV (km) 472,0 511,65 202,79

SUBESTAÇÕES 55 59 52

CAPACIDADE DE TRANSFORMAÇÃO (MVA) 25.857,63 27.064,75 26.897,89

Usinas 9.998,51 9.998,51 9.950,58

Subestações 15.859,12 17.066,24 16.947,3

Custo bruto do ativo imobilizado (R$ milhões) 25.393,7 25.709,2 25.853,2

CLIENTES E MERCADO

Fornecimento através de leilões (MWh) 13.786.790,93 15.023.409,56 14.592.844,84

Fornecimento através de contratos no mercado livre ou bilaterais (MWh) 23.236.550,02 22.655.824,24 23.370.040,51

Total ( MWh) 37.023.340,95 37.679.233,80 37.962.885,35

FINANCEIROS

Ativo Total (R$ milhões) 19.131,9 17.843,0 17.954.2

Receita Operacional Bruta (R$ milhões) 4.458,4 4.582,3 4.179.3

Receita Operacional Líquida (R$ milhões) 3765,1 3.810,0 3.433.5

Resultado do Serviço (R$ milhões) 697,0 234,4 518.4

Lucro / Prejuízo líquido (R$ milhões) -542,3 -2.424,6 303.9

Patrimônio Líquido (R$ milhões) 8.617,4 6.188,7 6.203.8

Rentabilidade do Patrimônio Liquido (%) -6,29 -39,18 4,89

Serviço da Dívida (Encargos, Empréstimos e Financiamentos – Circulante e não Circulante) – total

em R$ milhões 7.478,0 8.614,7 4.299,9

Em Moeda Nacional (R$ milhões) 6..865,5 7.766,3 3.716,8

Em Moeda Estrangeira (R$ milhões) 612,5 848,4 583,2

Endividamento do Patrimônio Liquido (%) 86,78 86,78 69,31

Em moeda Nacional (%) 79,67 125,49 59,91

Em moeda Estrangeira (%) 7,11 13,71 9,40


Ref: PPE/RAE 2009 7

INDICADORES DE PERFOMANCE

QUADRO DE PESSOAL - Eletronorte 3.613 3.725 3.701

Salário Médio dos Funcionários (R$) 4.089,81 4.331,97 5.359,07 Retorno dos Ativos em Produção

(Resultado do Exercício / Ativo Imobilizado em Serviço)

-0,0373 -16,95% 2,23%

Capital Social ( R$ milhões) 2.843,2 4.177,2 4.177,2

Taxa de Gravidade de Acidentes (TGA) 1005 79 75,98 Taxa de Freqüência de Acidentes (TFA) 2,81 1,51 0,94

Índice de Absenteísmo (IAD) 1,2 2,5 1,99

Nota: Os dados apresentados refletem a transferência ocorrida em 31 de dezembro de 2009 quando foi dada baixa contábil de ativos da Eletronorte para Ceron (1 subestação de 138kV e 4 subestações de 69 kV) e Eletroacre (2 subestações de 69 kV).


Ref: PPE/RAE 2009 8

Principais Empreendimentos

Estados Usinas Hidrelétricas

Usinas Termelétricas

Subestações (unidades)

Linhas (km)

Amapá UHE Coaracy Nunes

UTE Santana 9 505,69

Acre-

UTE Rio Acre UTE Rio Branco I UTE Rio Branco II

3 302,00

Amazonas UTE Electron - - Maranhão - - 8 2.387,32 Mato Grosso - - 9 2.534,82 Pará UHE Tucuruí

UHE Curuá-Una -

12 2.538,71

Rondônia UHE Samuel UTE Rio Madeira 8 866,06 Roraima

- UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello

1 190,20

Tocantins - - 2 516,57 Total 4 7 52 9.841,37

Arquitetura dos Negócios

A Eletronorte sustenta-se nos negócios de geração e transmissão de energia elétrica. Seu sistema elétrico caracteriza-se pela peculiaridade de fazer parte do Sistema Isolado e do Sistema Interligado.

Os Sistemas Isolados são constituídos atualmente, pelos Estados do Amazonas, Roraima e Amapá, enquanto que os Estados do Pará, Maranhão, Mato Grosso, Tocantins, Rondônia e Acre participam da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN.

Os Sistemas Isolados são supridos por energia gerada por plantas hidro-termelétricas e no caso do Estado de Roraima, com a importação da energia da Venezuela. Compõe o patrimônio da Eletronorte a participação em 13 (treze) Sociedades de Propósito Específicos: Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A.(49%); Integração Transmissora de Energia S.A. (37%); Energéticas Águas da Pedra S.A.(24,5%); Amapari Energia S.A.(49%); Brasnorte Transmissora de Energia S.A.(45%); Manaus Transmissora de Energia S.A.(30%); Porto Velho Transmissora de Energia S.A.(24,5%); Integração Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.(24,5%); Estação Transmissora de Energia S.A.(24,5%); Transmissora Matogrossense de Energia S.A (49%); Rio Branco Transmissora de Energia S.A (49%); Linha Verde Transmissora de Energia S.A. (49,5%) e Consórcio Brasil dos Ventos (24,5%).

É ainda patrocinadora da Fundação de Previdência Complementar – Previnorte entidade sem fins lucrativos criada em 1988 com objetivo de assegurar aos seus


Ref: PPE/RAE 2009 9

participantes a complementação de aposentadoria e pensões proporcionadas pela previdência social.

A quase totalidade da receita da Empresa é proveniente da venda de energia elétrica e da disponibilidade do seu sistema de transmissão. Essas operações são suportadas por contratos de compra e venda de energia elétrica e da disponibilização do sistema de transmissão, assim como pelas operações realizadas no curto prazo, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

A comercialização de energia elétrica se dá por meio de contratos firmados com as concessionárias de distribuição, dos contratos de reserva de potência e fornecimento de energia elétrica, firmados com consumidores industriais, diretamente atendidos pela Empresa, de contratos oriundos de leilões de energia realizados pela CCEE e de leilões de compra e venda de energia, realizados por Comercializadores ou Consumidores Livres. As eventuais diferenças entre a energia gerada e a vendida são comercializadas por intermédio do mercado de curto prazo, no âmbito da CCEE.


Ref: PPE/RAE 2009 10

Organograma

Como estabelecido em seu Estatuto Social, no Capitulo III, Artigo 11, a Eletronorte é administrada pelo Conselho de Administração e pela Diretoria Executiva.

Ao Conselho de Administração compete a fixação da orientação geral dos negócios da Eletronorte, por meio de diretrizes fundamentais de administração, bem como o controle superior da Empresa, a fiscalização da observância das diretrizes por ele fixadas, o acompanhamento da execução dos programas aprovados e a verificação dos resultados obtidos.

Compete à Diretoria Executiva a direção geral e a administração da Eletronorte, respeitadas as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração.

A Diretoria Executiva é composta pelo Diretor-Presidente e pelos Diretores de Gestão Corporativa, Econômico-Financeiro, de Planejamento e Engenharia, e de Produção e Comercialização.

CONTROLADORES Ministério deMinas e Energia

Eletrobrás

Assembléia Geral de

Acionistas

Conselho deAdministração

Diretoria Executiva

Presidência

Diretoria deProdução e

ELETRONORTE

Diretoriade Gestão

DiretoriaEconômi co-

Diretoria dePlanejamento e

Boa VistaEnergia

ConselhoFiscal

AuditoriaInterna

Comercialização CorporativaFinanceiraEngenharia



EFICIÊNCIA E CRESCIMENTO

O desafio de mudar

Em um mundo cada vez mais dinâmico e competitivo, as mudanças passaram a ser encaradas não mais como eventos episódicos, mas como parte integrante do dia-a-dia das empresas.

O processo de transformação da Eletrobrás que objetiva assegurar melhorias significativas no desempenho empresarial em cada uma das empresas componentes e a garantia da construção sustentável de valor, tornou-se um vetor orientador de mudanças para a Eletronorte.

Alinhada com este objetivo, a Eletronorte a partir do desdobramento do Plano Estratégico 2009/2011 conduziu em 2009 o projeto “Eletronorte, Eficiência e Crescimento” para promover a eficiência dos processos empresariais, a redução de perdas e custos e o aperfeiçoamento da gestão de forma a poder alcançar o almejado lucro e criar condições para que os resultados positivos possam ser alcançados de forma sustentável.

O objetivo final do projeto é alcançar altos patamares de eficiência que tornem os processos da Eletronorte extremamente competitivos, ampliando as chances de sucesso em leilões de geração e transmissão e permitindo que a Empresa tenha papel de liderança na expansão em sua área de influência.

Para refletir as recomendações já emanadas pelo Projeto de Transformação da Eletrobrás e pelo Projeto Eletronorte, Eficiência e Crescimento, foi realizada a revisão do Plano Estratégico 2009-2011 dando origem ao Plano Estratégico Empresarial 2010-2020 que objetiva:

• Garantir a continuidade do esforço que a Empresa vem empreendendo nos últimos anos para resolução de problemas estruturais que impactam seu resultado econômico-financeiro;

• Criar maior vinculação entre a visão de longo prazo e o alinhamento das pessoas no desenvolvimento das atividades do dia-a-dia;

• Nortear as estratégias a serem desenvolvidas de forma a atender as metas pactuadas com a holding e a auxiliar no alinhamento com o Planejamento Estratégico do Sistema Eletrobrás.



Sustentabilidade Empresarial

A sustentabilidade empresarial é atualmente tema obrigatório de todas as grandes empresas mundiais, não somente para atendimento do que é atualmente requerido pelas mais importantes bolsas de valores do mundo, mas também como exigência cada vez maior da sociedade.

O Sistema Eletrobrás, sintonizado com esta tendência, estabeleceu como um dos seus objetivos corporativos ser reconhecido nacional e internacionalmente como um sistema de empresas sustentáveis, o que tem motivado sua participação nas avaliações feitas para composição das carteiras do Dow Jones Sustainability Indexes – DJSI - da Bolsa de Valores de Nova York e do Índice de Sustentabilidade Empresarial - ISE BOVESPA - da Bolsa de Valores do Estado de São Paulo.

A Eletronorte vem participando ativamente destes trabalhos. Em dezembro de 2008, criou o seu Comitê de Sustentabilidade, cuja principal atribuição é a de sugerir e apresentar à Diretoria Executiva da Empresa, políticas e diretrizes empresariais destinadas à implementação de práticas e ferramentas de gestão sustentável, reconhecidas internacionalmente e em sintonia com o Comitê de Sustentabilidade Empresarial da Eletrobrás.

Em setembro de 2009, os membros do Conselho Superior do Sistema Eletrobrás – CONSISE, assinaram Carta Compromisso onde reforçam o compromisso com a geração de energia limpa e sustentável e o comprometimento dos signatários de envidar esforços e mobilizar recursos para atender as metas de sustentabilidade e governança corporativa dos índices e instituições nacionais e internacionais.



A Dimensão Econômico-Financeira

A Eletronorte encerrou o exercício de 2009 com ativos da ordem de R$ 17.954.177 mil, e Patrimônio Líquido, que somado ao valor do Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC), alcança o montante de R$ 10.227.063 mil, fato que a coloca no mesmo patamar das maiores empresas brasileiras.

I - Principais Componentes Patrimoniais

a) Créditos junto a consumidores e revendores (inclui valores da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE)

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Contas a receber 1.199.860 1.324.651 986.707 1.121.860 1.303.006(-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa

(274.082) (369.194) (467.901) (619.938) (734.280)

Valor líquido 925.778 955.457 518.806 501.922 568.726



A Eletronorte detém uma carteira de clientes com pouca inadimplência, com exceção da Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) que vem acumulando débitos ao longo do tempo, alcançando o expressivo valor de R$ 727.425 mil na data de 31/12/2009, sendo que a parcela de R$ 684.590 mil encontrava-se vencida há mais de 90 dias. O assunto CEA está sendo discutido no âmbito do Ministério de Minas e Energia (MME), onde se busca uma solução para o restabelecimento do equilíbrio econômico financeiro daquela distribuidora.

b) ICMS a recuperar

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009Valor do crédito 363.897 447.164 588.256 622.232 730.715 Provisão para créditos de liquidação duvidosa

(50.637) (132.440) (260.150) (589.030) (697.068)

Valor líquido 313.260 314.724 328.106 33.202 33.647

A Eletronorte não logrou êxito na recuperação dos créditos de ICMS, incidentes sobre a aquisição de combustível para produção de energia elétrica, fato que vinha contribuindo, de forma preponderante, para aumentar os seus prejuízos ao longo do tempo. Embora tenha constituido provisão para créditos de liquidação duvidosa a esse título, conforme determina a legislação societária em vigor, a Administração adotou todas as



medidas judiciais cabíveis no sentido de resguardar os direitos da Empresa, existindo vários processos em andamento na justiça com essa finalidade.

Com o advento da Medida Provisória 466, de 29 de julho de 2009, convertida na Lei n.º 12.111, de 09 de dezembro de 2009, a Empresa deixou de assumir esse ônus, o qual passou a ser bancado pela Conta de Consumo de Combustível (CCC) a partir de 01 de agosto de 2009.

c) Participações Societárias Permanentes

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Manaus Energia S/A 1.384.852 1.153.680 612.396 0 0 Boa Vista Energia S/A 117.435 109.156 100.264 61.192 20.272 Sociedades de Propósito Específico (SPE) 21.300 69.400 119.250 236.881 501.621Total 1.523.587 1.332.236 831.910 298.073 521.893

Com a transferência do controle acionário da ex-subsidiária integral Manaus Energia S/A (atual Amazonas Distribuidora de Energia S/A) para a Eletrobrás, em maio de 2008, as participações societárias permanentes da Eletronorte ficaram substancialmente reduzidas.

No decorrer do ano de 2010, também deverá ser transferido para a Eletrobrás o controle acionário da subsidiária integral Boa Vista Energia S/A, permanecendo a compor o



portfólio de investimentos da Empresa apenas a sua participação em Sociedades de Propósito Específico (SPE).

d) Evolução do Ativo Imobilizado

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Custo de construção 23.478.972 24.432.459 25.393.715 25.709.227 25.853.190Depreciação acumulada (8.495.966) (9.050.826) (9.585.679) (10.205.801) (10.794.403)Obrigações vinculadas à concessão (260.873) (260.873) (260.873) (260.873) (260.873)Provisão para impairment 0 0 0 (649.252) (32.679)Valor residual 14.722.133 15.120.760 15.547.163 14.593.301 14.765.235

A Eletronorte tem realizado grandes investimentos em suas obras, conforme segue: (i) 2005 – R$ 1.163.446 mil; (ii) 2006 – R$ 904.273 mil; (iii) 2007 – R$ 605.105 mil; (iv) 2008 – R$ 320.159 mil; e (v) 2009 – 480.851 mil.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), por meio dos Ofícios nº 152/2007-SRF/ANEEL e nº 171/2008-SRT-SCR/ANEEL, determinou que os ativos de propriedade da Eletronorte, vinculados à atividade de distribuição, fossem transferidos para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Dessa forma, foi efetuada a transferência dos ativos da Eleronorte nos Estados de Roraima, Acre e Rondônia para as concessionárias Boa Vista Energia S/A, Eletroacre e Ceron, conforme segue:



EM MILHARES DE REAIS

Empresa Distribuidora Custos (-)

Depreciação Acumulada

Valor Residual

Boa Vista Energia 42.640 (0) 42.640 Ceron 142.792 (28.281) 114.511

Eletroacre 143.195 ( 6.705) 136.490 Total 328.627 (34.986) 293.641

A transferência das instalações para as distribuidoras beneficiará os resultados futuros da Empresa, tendo em vista que tais ativos, por estarem vinculados à atividade de distribuição, não vinham sendo remunerados.

e) Dívida de Empréstimos e Financiamentos

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Eletrobrás 6.932.435 7.741.686 6.264.660 7.571.244 3.439.341 BNDES 1.089.158 1.042.709 898.341 790.717 689.514 Outros 90.073 403.889 315.006 252.758 171.093Total 8.111.666 9.188.284 7.478.007 8.614.719 4.299.948

Em dezembro de 2009, teve desfecho um fato extremamente relevante para a Eletronorte, com grande reflexo para sua estrutura patrimonial e, também, para melhoria dos seus



resultados futuros, que foi a conversão de parte da sua dívida com a Eletrobrás em Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC).

A Eletrobrás contratou uma consultoria externa para definir a estrutura ótima de capital das suas controladas. Tal estudo serviu de base para a aprovação da capitalização e repactuação de diversos financiamentos concedidos pela Eletrobrás às suas controladas de geração, de transmissão e de distribuição de energia elétrica.

O Conselho de Administração da Eletrobrás condicionou a referida capitalização à celebração de um Contrato de Metas de Desempenho Empresarial (CMDE). Este instrumento estabeleceu novas regras de governança corporativa para as Controladas do Sistema Eletrobrás, com destaque para a alteração dos seus Estatutos Sociais.

A citada operação redundou na conversão de parcela substancial da dívida da Eletronorte com sua controladora, no montante de R$ 4.023.201 mil, em AFAC, cuja capitalização deverá correr até 31.03.2010.

Também foi repactuada outra parcela da dívida, no montante de R$ 1.583.263 mil, com encargos mais reduzidos, conforme segue:

(i) encargos anteriores a repactuação da dívida: 15% de juros, taxa de administração de 3% e atualização monetária pelo IGP-M;

(ii) encargos após a repactuação da dívida: 6% de juros, taxa de administração de 2% e atualização monetária pelo IPCA.

f) Patrimônio Líquido e Adiantamento para Futuro Aumento de Capital



EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Capital social 2.843.235 2.843.235 2.843.235 4.177.205 4.177.205 Reservas de capital 5.331.598 4.982.516 4.440.201 2.011.460 2.011.460 AFAC 98.695 117.031 1.333.970 0 4.023.201 Reservas de lucros 0 0 0 0 15.197Total 8.273.528 7.942.782 8.617.406 6.188.665 10.227.063

O gráfico acima mostra o impacto da conversão de parte da dívida da Eletronorte com a Eletrobrás em AFAC.

g) Relação Capital Próprio X Capital de Terceiros

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Capital próprio 8.273.528 7.942.782 8.617.406 6.188.665 10.227.063 Capital de terceiros 9.935.204 11.090.366 9.695.777 10.741.553 6.997.228Total 18.208.732 19.033.148 18.313.183 16.930.218 17.224.291

Em virtude da conversão de parte da dívida em AFAC, a relação capital próprio x capital de terceiros, que no ano de 2008 havia ficado em 36,55% e 63,45%, respectivamente, passou a ser representada por 59,38% e 40,62%, respectivamente, no ano de 2009.



II - Desempenho Econômico Financeiro

a) Receita Operacional Bruta

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009

Venda de energia e serviços 2.229.389 2.899.823 3.835.284 3.878.632 3.411.778 Disponibilização do sistema de transmissão 568.130 605.573 623.088 703.708 767.537

Total 2.797.519 3.505.396 4.458.372 4.582.340 4.179.315

A Receita Operacional Bruta apresentou uma redução de 8,80%, em relação a 2008, motivada pela crise internacional que afetou as atividades operacionais das indústrias de eletrointensivo.



b) Tributos Federais e Encargos Setoriais incidentes sobre a Receita

EM MILHARES DE REAIS Rubricas 2005 2006 2007 2008 2009 Total

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

9.341 10.494 12.089 16.071 18.821 66.816

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

25.125 32.155 34.645 37.169 33.937 163.031

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS

19.233 22.021 39.018 52.144 58.667 191.083

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia -

PROINFA 4.238 24.604 38.381 48.655 81.972 197.850

Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público -

PASEP 34.647 34.868 41.358 57.845 53.932 222.650

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D

28.941 90.145 34.598 38.039 34.314 226.037

Reserva Global de Reversão - RGR

67.639 85.210 102.131 111.607 96.315 462.902

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos -

CFURH 106.437 140.188 126.599 155.768 181.492 710.484

Conta de Consumo de Combustível - CCC

173.530 221.397 211.457 159.455 137.187 903.026

Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS

158.171 160.686 190.568 266.508 248.476 1.024.409

Total 627.302 821.768 830.844 943.261 945.113 4.168.288

O gráfico acima mostra a enorme carga tributária a que está submetida a Empresa.

c) Custos com Combustível para Produção de Energia Elétrica



EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Valor do combustível para produção de energia elétrica 1.204.469 1.031.237 1.006.746 1.142.260 962.645 ICMS não recuperado 50.246 81.032 126.081 63.569 108.386 Valor reembolsado pela CCC (1.113.094) (950.773) (910.783) (1.025.234) (893.327)Custo efetivo 141.621 161.496 222.044 180.595 177.704

O gráfico acima mostra quanto a Conta de Consumo de Combustível – CCC contribuiu para amenizar o impacto no resultado da Eletronorte, por produzir energia elétrica no sistema isolado.



d) Despesas do Serviço Público de Energia Elétrica

As despesas do Serviço Público de Energia Elétrica apresentaram uma redução de 18,47%, de 2008 para 2009, tendo em vista que este exercício foi beneficiado pela redução da provisão para créditos de liquidação duvidosa (2008 – R$ 659.406 mil, 2009 – R$286.938 mil).



e) Resultado do Serviço Público de Energia Elétrica

Em que pese o fato de a receita operacional bruta ter sofrido uma redução de 8,80%, caindo de R$ 4.582.340 mil em 2008, para R$ 4.179.315 mil em 2009, o Resultado do Serviço Público de Energia Elétrica, em 2009, foi beneficiado pela redução das despesas com provisão para créditos de liquidação duvidosa, que em 2008 foi de R$ 659.406 mil, enquanto neste exercício ficou limitada a R$ 286.938 mil.



f) EBTIDA

A geração operacional de caixa, pelo método EBITDA (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização), foi de R$ 1.146.058 mil, em 2009, praticamente igual ao do ano anterior que foi de R$ 1.131.329 mil.



g) Resultado Financeiro

EM MILHARES DE REAIS 2005 2006 2007 2008 2009 Receita financeira 297.340 299.994 265.722 265.085 299.653Despesa financeira -645.327 -723.591 -902.359 -1.773.049 -1.015.021Resultado financeiro -347.987 -423.597 -636.637 -1.507.964 -715.368

Em virtude do grande endividamento da Eletronorte, o seu resultado financeiro sempre ficou muito susceptível às flutuações das moedas que indexam os contratos de empréstimos e financiamentos, trazendo como consequência impactos irreparáveis aos seus resultados finais.

A repactuação da dívida, levada a efeito com a Eletrobrás no final de 2009, convertida em AFAC, deixa a certeza de que os encargos financeiros deixarão de impactar, de forma tão significativa, os resultados futuros da Empresa.



h) Resultado da Equivalência Patrimonial

A equivalência patrimonial vinha impactando desfavoravelmente o resultado da Eletronorte nos últimos exercícios. Com a transferência do controle acionário da ex-subsidiária integral Manaus Energia S/A (atual Amazonas Distribuidora de Energia S/A) para a Eletrobrás a situação melhorou consideravelmente.

Encontra-se num estágio bastante adiantado, devendo ter um desfecho para os próximos meses, a transferência do controle acionário da subsidiária integral Boa Vista Energia S/A para a Eletrobrás. Isso deixa a firme expectativa de que nos exercícios futuros a Eletronorte deixará de acumular perdas com suas participações societárias avaliadas pelo método de equivalência patrimonial.



i) Resultado final dos Exercícios

Mesmo apresentando uma redução de R$ 376.541 mil em sua receita operacional líquida neste exercício, quando comparada com 2008, a Eletronorte conseguiu reverter a sua tendência de resultados negativos, saindo de um prejuízo de R$ 2.424.558 mil no ano anterior, para um lucro líquido de R$ 303.941 mil neste exercício.

Contribuíram, de forma preponderante, para essa melhora de performance os seguintes fatores:

(i) Redução dos encargos financeiros em 52,56%, caindo de R$ 1.507.964 mil, em 2008, para R$ 715.368 mil em 2009, motivada pela queda dos indexadores que atualizam a dívida de empréstimos e financiamentos da Empresa, conforme demonstrado abaixo:

2009 2008(1,72) 9,81

(27,10) 62,89(25,49) 31,94(22,57) 24,13EURO

MOEDAS/INDICADORESIGP-M

Y (Iene Japonês)US$ (Dólar Americano)

(ii) Redução de provisões em 82,41%, caindo de R$ 779.795 mil em 2008, para R$ 137.170 mil em 2009; e

(iii) Reversão do impairment (provisão) vinculado à Usina Hidrelétrica de Samuel, no valor de R$ 616.573 mil, registrado em 2008.

Considerando que a Empresa teve a concessão da UHE Samuel prorrogada e essa usina também passou a integrar o Sistema Interligado Nacional (SIN), de acordo com estudos realizados deixaram de existir as condicionantes iniciais para manutenção do impairment.



(iv) Redução de perdas com equivalência patrimonial em 93,32%, caindo de R$ 468.640 mil, em 2008, para R$ 31.323 mil em 2009, em função da transferência do controle acionário da Manaus Energia S/A (atual Amazonas Distribuidora de Energia S/A) para a Eletrobrás no ano de 2008.

j) Prejuízos Fiscais e Base Negativa de Contribuição Social sobre o Lucro Liquido (CSLL)

A Eletronorte vinha acumulando créditos tributários de grande monta, sem possibilidade de compensação, dada a sua histórica performance de apuração de prejuízo. Com as várias medidas adotadas, conforme comentado anteriormente, já a partir do exercício social de 2010 a Empresa terá a possibilidade concreta de dar início à recuperação desses créditos.



III – Efeitos da Lei N.º 12.111/2009

A Lei n.º 12.111, de 09 de dezembro de 2009, conversão da Medida Provisória (MP) 466, de 29 de julho de 2009, estabeleceu a ampliação do subsídio da Conta de Consumo de Combustível (CCC) para as empresas que produzem energia elétrica nos chamados Sistemas Isolados. O subsídio da CCC foi ampliado para cobrir todos os custos de combustíveis, incluindo o ICMS sobre esse insumo e a diferença entre o custo com a energia elétrica adquirida de produtores independentes nos Sistemas Isolados e o custo médio da energia no Mercado Regulado. Essa medida tem o condão de estancar a enorme sangria de caixa representada pela dispendiosa geração de energia térmica para atendimento aos Estados da Região Norte.

A Eletronorte será extremamente beneficiada em função desse novo marco regulatório dos Sistemas Isolados, fato que trará melhorias efetivas para os seus resultados futuros.



A Dimensão Social

A responsabilidade social corporativa deve focar tanto o público interno como o externo, atendendo de forma adequada e equilibrada necessidades e anseios das pessoas que direta ou indiretamente são influenciadas pelas ações empresariais.

Desde a sua fundação, a Eletronorte tem demonstrado profundo comprometimento com as causas ambientais e sociais, ajudando a promover o necessário e merecido desenvolvimento para a população brasileira e para a Região Norte, atuando como grande promotora e parceira de centenas de projetos de responsabilidade socioambiental espalhados pela Amazônia.

Pessoas

Em decorrência do longo período sem efetuar contratações para o seu quadro próprio, a Eletronorte possui 58,93% de empregados e empregadas com mais de 25 anos de trabalho na empresa e apenas 4,84% entre 5 a 25 anos. Esta distorção foi minorada pelos últimos concursos públicos que permitiram a renovação do quadro e atualmente 36,23% já é formado por pessoas com menos de 5 anos dedicados à Eletronorte.

O turnover de funcionários em 2007, 2008 e 2009 mostrou um comportamento decrescente (19,19% em 2007; 3,85% em 2008 e 1,21% em 2009). Especificamente para a sede da Empresa em Brasília, onde são disponibilizadas diversas oportunidades de vagas na carreira pública, com salários iniciais competitivos com o mercado, os valores registrados de turnover são considerados satisfatórios.

Na área de saúde, em 2009, o processo de realização de exames ocupacionais foi padronizado e aperfeiçoado seu controle, com a unificação dos tipos de exame realizados de acordo com a idade, sexo e função exercida, bem como com a apresentação de resultados em um Cartão de Saúde. Essas ações propiciaram o controle corporativo da realização de exames periódicos dos empregados, tendo-se obtido a conclusão de 99,97% dos exames previstos.

Por meio da Pesquisa de Qualidade de Vida e Estresse, o IQV e o IE são mensurados anualmente desde 2005 com o objetivo de detectar precocemente fatores de risco que possam comprometer a saúde dos empregados da Eletronorte. A participação dos empregados nessa pesquisa vem aumentando perceptivelmente. Nos últimos três anos houve um aumento de 14% neste índice, sendo que em 2009 foi de 71%.

Pela sua importância e praticidade, essa metodologia de mensuração, desenvolvida pela Eletronorte, a Empresa foi premiada pela Associação Brasileira de Qualidade de Vida (ABQV) em 2008, em sua XIII edição. Esse prêmio é uma forma de reconhecer



publicamente a eficácia da “Avaliação de Qualidade de Vida e Estresse”, ação com a qual a Eletronorte identifica o perfil de qualidade de vida e algumas vulnerabilidades dos empregados e subsidia a implementação de melhorias, considerando as peculiaridades de cada Unidade da Empresa.

O índice de qualidade de vida - IQV nos anos de 2008 e 2009 corresponderam na escala de classificação como “satisfatório”. O índice de estresse – IE correspondeu a ”saudável”. Esses resultados positivos demonstram que os investimentos aplicados em prevenção ao longo de vários anos têm atingido seus objetivos.

Educação e Desenvolvimento

A Universidade Corporativa da Eletronorte – UCEL oferta ações educacionais vinculadas aos negócios da Empresa, objetivando o desenvolvimento de competências das pessoas, o aprendizado organizacional e a gestão do conhecimento.

Em 2009, o processo “Projeto e implementação de treinamento e desenvolvimento” da UCEL foi recertificado pela ISO 9001.

Nesse ano, a UCEL implementou 79,39% do Plano de Ações Educacionais Corporativas – PAEC, com um total de 1.066 ações educacionais (internas e externas), que aperfeiçoaram e qualificaram a força de trabalho da Eletronorte. Essas ações atingiram 73,5 horas de treinamento em média por empregado, perfazendo um total de 275.844,5 horas com 18.333 participações para 3.961 profissionais. O valor total investido foi de R$ 7.302.150,10, correspondendo a 0,19% do faturamento bruto da Empresa e a um investimento médio por empregado de R$ 2.142,62.

O quadro abaixo apresenta a evolução de indicadores das ações educacionais no período de 2007 a 2009.

2.007 2008 2009 Ações Educacionais 749 1.545 1.066 Pessoas Capacitadas 4.700 4.494 3.961 Participações 21.221 26.179 18.333 Horas Treinadas 433.895 386.473 275.844 Custo Total (R$) 9.234.648,68 8.609.940,53 7.302.150,10

Restrições orçamentárias ocorridas em 2009 resultaram em um investimento menor em relação aos anos anteriores, com conseqüente redução na oferta de ações educacionais e no número de participações, de horas treinadas e de pessoas capacitadas.



Em função dessas restrições, a educação corporativa da Eletronorte buscou a utilização de tecnologias e soluções modernas de forma a manter a força de trabalho alinhada às mudanças tecnológicas, às exigências do mercado e às estratégias de negócios, ampliando a oferta de ações de ensino a distância.

As 28 ações nesta modalidade ofertadas em 2009 representaram um aumento de 55% em relação a 2008, possibilitando maior acesso à educação a todos os níveis da Empresa de forma permanente e simultânea, com redução de custos.

A atuação de empregados qualificados como instrutores internos e disseminadores do conhecimento, também proporcionou à UCEL a otimização de recursos conforme os custos evitados desde 2004 demonstrados no quadro seguinte.

1.034.418800.000

580.000500.000

1.508.385

1.800.000

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Também em 2009, com os objetivos de mobilizar as pessoas e de integrar as atividades que incentivam a criatividade, a produção e o compartilhamento do conhecimento, bem como possibilitar a disseminação das melhores práticas com a otimização de recursos empresariais foi realizada a II Semana Eletronorte do Conhecimento e Inovação. O evento configura-se como uma nova dimensão em integração tecnológica da Eletronorte. Nele foram apresentados 82 trabalhos voltados aos temas: inovação, pesquisa e desenvolvimento e melhorias de processos.



Responsabilidade Social

A Responsabilidade Social externa é uma das mais marcantes características da atuação da Eletronorte, promovendo e liderando ações para a construção de uma sociedade mais justa por meio da gestão sustentável como base sólida para o crescimento da Eletronorte e do Sistema Eletrobrás.

A Eletronorte assumiu o desafio de resgatar aqueles socialmente excluídos, utilizando as políticas públicas, parceiros e meios que possibilitem proporcionar a perspectiva de esperança e mostrando-lhes que é possível viver de forma diferente e sustentável. Portanto, viver melhor, com respeito e dignidade.

A Eletronorte apóia as ações do Comitê de Entidades no Combate à Fome e pela Vida – COEP em toda a Região Amazônica, por meio da Jornada COEP pela Cidadania, realizada anualmente em locais previamente estabelecidos pelos comitês locais.

Tucuruí, Belém, Porto Velho e Brasília foram, em 2009, as cidades que receberam eventos do COEP em 2009, oportunidade em que foram desenvolvidas ações de cidadania e realizada a troca de experiência entre as diversas entidades associadas ao Comitê.

Outra importante política pública que tem merecido especial atenção da Eletronorte é o Programa Jovem Aprendiz que oferece educação profissional para aqueles que estão dando os primeiros passos para a construção de uma vida profissional.

A meta da Eletronorte é apoiar a inserção dos jovens em cursos de aprendizagem, contribuindo para a capacitação em todas as unidades da empresa. O Projeto visa a ser uma alternativa de transformação social, possibilitando esperança de um futuro mais digno e humano, a partir de uma visão que não estimula simplesmente o aprendizado, mas provoca o engajamento dos adolescentes no processo de construção da cidadania.

Consciente de que o sucesso e a sustentabilidade do seu negócio estão diretamente relacionados com a promoção da equidade e valorização da diversidade, a Eletronorte aderiu voluntariamente as três Edições do Programa Pró Equidade de Gênero da Secretaria Especial de Políticas para Mulheres – SPM do Governo Federal e vem apresentando respostas significativas por meio dos resultados do seu Plano de Ação, o que garantiu a empresa a premiação e reconhecimento mediante a concessão das 3 Certificações do Selo Pró Equidade de Gênero do Governo Federal - 1ª. e 2ª. Edição do Programa Pró Equidade, pela Secretaria Especial de Políticas para Mulheres.



O principal objetivo do Programa é a implementação de novas práticas na gestão de pessoas e cultura organizacional. A inclusão do Programa como ação estratégica no seu planejamento empresarial, reafirma o compromisso da empresa com a implementação de ações afirmativas para a promoção dos direitos humanos, equidade e maior justiça em todos os níveis de sua gestão. Desde 2005, a empresa vem desenvolvendo iniciativas para coibir os assédios moral, sexual, qualquer tipo de violência ou discriminação no trabalho, campanhas de conscientização e sensibilização nas ações corporativas da Semana da Mulher, Campanha 16 Dias de Ativismo pelo Fim da Violência contra a Mulher e Dia da Consciência Negra, inseridos no calendário institucional. Tais ações são amplamente divulgadas para o público interno, por meio do Plano de Comunicação Empresarial.

A Eletronorte em março de 2009, cumpriu a primeira Etapa da 3ª. Edição do Programa Pró Equidade de Gênero da Secretaria Especial de Políticas para Mulheres – SPM, quando assinou o Termo de Adesão e entregou a Ficha Perfil da Organização.

Em continuidade ao Plano de Ação da 2ª. Edição do Programa foi realizada a V Semana da Mulher com uma vasta Programação na Sede e Unidades Descentralizadas, mobilizando mais de 300 pessoas e que trouxe como principais temas para debate: Transversalidade de Gênero no Plano de Transformação do Sistema Eletrobrás; Fórum dos 60 Anos dos Direitos Humanos e uma ação externa de mobilização de empresas e sociedade de Brasília, em uma Caminhada no Parque da Cidade Pelo Fim da Violência Contra as Mulheres.

Em parceria o Banco do Brasil, Serpro, Embrapa, Caixa Econômica Federal e Petrobras, foi realizado em 29 de maio em Belém do Pará o II Encontro de Fortalecimento da Equidade de Gênero no Mundo Trabalho que reuniu mais de 200 pessoas de diversos órgãos públicos, entidades privadas e entidades de ensino na discussão sobre Mulher e Mercado de Trabalho – Conquistas e Desafios. Neste Encontro foi elaborada proposta de uma ação em parceria com o governo do estado e prefeituras do entorno de Tucuruí no fortalecimento dos equipamentos coletivos de Combate a Violência Contra a Mulher por meio do Projeto Casas Maria do Pará.

Em atendimento as Diretrizes do Comitê Permanente para as Questões de Gênero do MME e Empresas Vinculadas o Comitê Eletronorte vem participando ativamente da construção do Plano de Reestruturação do Sistema Eletrobrás no que tange a transversalidade das questões de gênero e diversidade nos seus diversos Programas que envolvem a gestão de pessoas e cultura organizacional. Seguindo deliberações do coletivo do MME, o Comitê Eletronorte coordenou a XVII Asssembléia Geral Ordinária e o XVII Seminário que trouxe como tema: Gestão de Pessoas, Equidade de Gênero e o Impacto na Sustentabilidade Empresarial.



A proposta do tema teve como objetivo instrumentalizar os Comitês de Gênero das empresas vinculadas ao Ministério de Minas e Energia – MME e as Equipes Técnicas responsáveis pela elaboração, implementação, execução e monitoramento dos Planos de Ação e fomentar um debate técnico na perspectiva da construção de uma nova concepção na Gestão de Pessoas que venha contribuir para o efetivo cumprimento dos acordos, tratados e convenções internacionais firmados e ratificados pelo estado brasileiro relativos aos direitos humanos das mulheres.

Uma outra importante vertente da responsabilidade social externa é o Projeto Linha Verde, criado pela Regional de Transmissão do Mato Grosso em 2006 e que está sendo expandido pela Eletronorte para outras Unidades Regionais da Empresa com o objetivo do fortalecimento da relação com as comunidades de entorno de seus empreendimentos.

Este projeto objetiva estimular o uso produtivo de áreas da Empresa com o desenvolvimento de hortas comunitárias ou outros potenciais produtivos. A Eletronorte oferece, juntamente com os parceiros, apoio técnico especializado, infra-estrutura, capacitação dos beneficiários, acompanhamento e monitoramento das hortas comunitárias, viabilizando a sustentabilidade do projeto Linha Verde para além do período de sua execução.

O projeto Linha Verde tem como público-alvo famílias da zona rural ou urbana em situação de pobreza e que vivem em comunidades próximas às linhas de transmissão.

Foram selecionados como projeto-piloto os Núcleos localizados em Miranorte – TO e Imperatriz – MA que terão como principais metas: �

• Implantar 12 “hortas-escola”; • Beneficiar 75 famílias; • Gerar a renda inicial mínima de R$ 50,00 / semana a cada família; • Reduzir a zero o gasto com roço e manutenções por motivo de invasões e

vandalismo nas áreas do Projeto; • Oferecer curso de capacitação de 360 horas para as famílias.



Balanço Social



A Dimensão Ambiental

Atender ao crescimento do mercado de energia elétrica é um permanente desafio para as empresas do setor, em especial quando se trata dos aspectos ambientais dos empreendimentos. Para atender as exigências de proteção do meio-ambiente, o Modelo Institucional do Setor Elétrico requer a disponibilização de empreendimentos de geração hidráulica e de transmissão de energia elétrica com estudos de viabilidade aprovados e com licença ambiental prévia.

Assim, em 2009, a Empresa deu andamento aos estudos ambientais referentes aos lotes “A” e “B” do Leilão 006/2008 – ANEEL cujos objetos foram, respectivamente, a implantação da LT 230 kV Ribeiro Gonçalves – Balsas e subestações associadas, e a implantação da SE Miranda II, incluindo o seccionamento das LTs 500 kV Presidente Dutra – São Luís II (circuitos 1 e 2) e subestações associadas.

Os cuidados com o meio-ambiente não se encerram, contudo, com a operacionalização do empreendimento. O monitoramento constante que permite uma gestão ambiental responsável e eficaz tem sido prática permanente da Eletronorte, o que ocasiona reconhecimentos como o obtido pela Regional de Produção de Tucuruí – CTC, que em novembro de 2009 foi recertificada na norma ISO 14001 que define os requisitos para estabelecer e operar um Sistema de Gestão Ambiental.

Especial atenção recebem as comunidades indígenas para as quais a Eletronorte tem realizado programas com resultados reconhecidos nacional e internacionalmente, como é Programa Waimiri Atroari fruto de convênio com a FUNAI. Este programa criado em 1988, com duração prevista de 25 anos, reúne 96 colaboradores nas áreas de saúde, educação, proteção ambiental, apoio a produção de documentação e memória e administração.

Como resultado mais visível e significativo dos bons resultados alcançados pelo programa, pode-se destacar a reversão do índice de mortalidade de 20% ao ano para um crescimento de 5,8% ao ano, elevando a população Waimiri Atroari para mais de 1.300 pessoas.

Programas específicos para as comunidades dos índios Parakanã , para os índios da Terra Indígena São Marcos e para a Comunidade Indígena Oiapoque também estão sendo conduzidos pela Eletronorte, possibilitando mitigar prejuízos de ordem cultural ou de posse de terras.



Nos empreendimentos da empresa já em operação, as ações socioambientais integradas desenvolvidas pela Eletronorte visam promover a sustentabilidade ambiental das regiões onde os empreendimentos estão inseridos. Nesse contexto, destacam-se as ações de apoio à produção sustentável, desenvolvidos junto às comunidades locais por meio de programas de inserção regional de longo prazo no entorno dos reservatórios e a jusante dos barramentos.

Exemplo é o Programa Social para os Expropriados de Tucuruí – Proset. O Programa, criado e financiado pela Eletronorte, é formado por cerca de 600 famílias atingidas pelo enchimento do reservatório, no início da década de 1980. É destinado a criar mecanismos de organização, dinâmica e coletividade da produção dos expropriados e seus beneficiados, com o objetivo de emancipá-los por meio de projetos para a geração de emprego e renda.

Visando a redução ou eliminação dos impactos ambientais das atividades administrativas próprias do negócio, a Eletronorte assinou no dia 23 de setembro de 2009. no Ministério de Meio Ambiente, o termo de adesão à Agenda Ambiental na Administração Pública (A3P).

A A3P é uma estratégia de construção de uma nova cultura institucional para combater todas as formas de desperdício de recursos naturais, gerir adequadamente os resíduos, incluir critérios socioambientais nos investimentos, compras e contratações de serviços dos órgãos governamentais, bem como sensibilizar os servidores públicos em relação aos aspectos ambientais e de melhoria da qualidade do ambiente de trabalho.



NOVOS NEGÓCIOS, PARCERIAS E EMPREENDIMENTOS

A Eletronorte obteve importantes conquistas em leilões realizados em 2009, tanto como parceira em Sociedades de Propósito Especifico, como de forma isolada, quando assim permitido na regulamentação do Setor Elétrico Brasileiro.

No leilão 001/2009 promovido em 8 de maio de 2009 pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, a Eletronorte participou da composição de três consórcios vencedores.

O lote C teve por objeto a linha de transmissão Porto Velho – Samuel – Ariquemes - Ji-Paraná - Pimenta Bueno – Vilhena – Jauru (RO/MT), em 230 KV, com extensão de 987 km. Este lote foi ganho pelo Consórcio Porto Velho – Jauru composto pela Eletronorte (49,5%) e pelas empresas Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. com 25,5% e a Cia. de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), com 25,5%.

A Rio Branco Transmissora de Energia S.A. foi constituída a partir do Consórcio Porto Velho - Rio Branco, vencedor do lote D relativo à LT Porto Velho – Abunã - Rio Branco (RO/AC), em 230 KV, com extensão de 487 km. A Eletronorte participa na parceria com 49,0%, a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. com 25,5% e a Cia. de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), com 25,5%.

O Consórcio Jauru – Cuiabá, fruto da parceria entre a Eletronorte (49%) e as empresas Alupar Investimento S.A. (31,0%), Bimetal (15,0%) e a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP (5,0%), vencedor do lote E, deu origem a Transmissora Matogrossense de Energia S.A e construirá a LT Jauru – Cuiabá (MT), em 500 KV com extensão de 348 km e a subestação Jauru (MT) em 500 KV.

A Eletronorte, por meio do Consórcio Brasil dos Ventos, em parceria com as empresas Furnas, J. Malucelli e Bioenergy, onde detém 24,5% de participação, Furnas 24,5% e os parceiros privados 51%, sagrou-se vencedora no Leilão de Reserva n° 003/2009, realizado em 14.12.2009, com os parques Aratuá 1, Miassaba 3, Rei dos Ventos 1 e Rei dos Ventos 3, no litoral do Estado do Rio Grande do Norte, cidades de Galinhos e Guamaré. A potência instalada total será de 162 MW e a entrada das unidades em operação será a partir de Jan/2011.

Investimentos em obras de ampliação e reforço foram realizados pela Eletronorte, atendendo diversos programas governamentais como o de gestão de política de energia, o de energia na região nordeste, o de energia nas regiões sudeste e centro-oeste, o de energia na região norte, o de investimento das empresas estatais em infra-estrutura de apoio e o de energia nos sistemas isolados.



No exercício financeiro de 2009 foi aprovado na Lei Orçamentária Anual nº. 11.897 de 30 de dezembro de 2008 a dotação de R$ 600.000.000,00 (seiscentos milhões de reais) para o programa de investimentos da Eletronorte.

A realização orçamentária alcançou o seguinte montante:

• Teto Aprovado na LOA: R$600.000.000,00 (seiscentos milhões de reais); • Valor realizado (Valor Faturado): R$491.257.697,00 (quatrocentos e noventa e

um milhões, duzentos e cinquenta e sete mil e seiscentos e noventa e sete reais), equivalente a 81,88%.

Dentre as muitas obras realizadas pode-se destacar:

• No estado do Maranhão foram realizadas obras de ampliação e reforço no sistema de transmissão de energia elétrica associado à UHE Tucuruí e dado andamento ao empreendimento para implantação de linha de transmissão de energia elétrica com 36 km em 230kV entre as subestações de São Luís II e São Luís III e subestações associadas no estado do Maranhão (MA), objeto do leilão 004/2007 realizado pela ANEEL em 07/11/2007.



• No Estado do Mato Grosso foi energizado banco de capacitores 230KV-20MVAR BC1/BC2 da SE Miranda II. Também as subestações Coxipó e Sinop tiveram importantes implementações para reforço da capacidade de transformação.

• No sistema isolado de Roraima foram energizados a LT 69 KV Boa Vista / Distrito Industrial - C1 e SE Distrito Industrial 69/13,8 KV - Implantação.



Comercialização de Energia

A comercialização de energia elétrica da Eletronorte atinge padrão diferenciado no setor pela estratégia adotada na gestão dos processos de otimização da capacidade de geração própria, no desenvolvimento de estratégias de gerenciamento de risco de comercialização, na otimização dos volumes de energia disponibilizada, essencialmente no relacionamento legal entre clientes.

Comercialização no Sistema Interligado Nacional

Em 2009 a Eletronorte comercializou a energia elétrica assegurada da UHE Tucuruí e da UHE Curuá-Una, respectivamente 4.140 e 24 MWmédio, além de 323 MWmédio de energia secundária gerada pelo sistema, tendo como resultado uma receita bruta de R$ 2.669.729.010,00. A Garantia Física de Energia da UHE-Samuel foi homologada pela Portaria Aneel n.o 377 de 13/10/2009 no valor de 85,21 MWmédio resultado da integração ao SIN dos Sistemas Elétricos dos Estados de Acre e de Rondônia.

Durante um período em que a crise econômica mundial afetou em grande escala os maiores clientes da Eletronorte - fabricantes de alumínio primário, empresas do setor industrial classificadas como eletrointensivas, destacamos a redução dos efeitos econômico-financeiros obtidos pela gestão da comercialização na negociação para atendimento das necessidades do mercado.

Outro efeito da crise econômica mundial sobre a economia brasileira é a retração no volume de negócios da venda de energia no mercado de curto prazo. Apesar de ter sido prevista pela Eletronorte uma redução na receita das operações de venda de R$ 134,47 milhões, o resultado final obtido foi uma retração de apenas R$ 41,80 milhões.

Este resultado que deve ser considerado bastante positivo foi conseqüência da consolidação dos processos envolvidos na comercialização de energia, foco estratégico em 2009. Dentre as ações mais decisivas para obtenção destes resultados está a consolidação do conhecimento do mercado de curto prazo, a elaboração de estratégia de vendas mais aderente às necessidades dos clientes, a decisão de intensificar o uso de instrumentos de proteção decorrentes da análise de riscos, tal como a inclusão de proteções contratuais para garantia da rentabilidade dos negócios quando as condições econômicas se apresentem adversas e a diversificação da carteira de clientes, inclusive em vendas para outros submercados.



Neste ano de crise financeira internacional e nacional, os resultados das vendas no curto prazo superaram as metas tanto no aspecto do faturamento global, como no faturamento adicional ao Preço de Liquidação das Diferenças – PLD. Os gráficos a seguir mostram o indicador VECP-Venda de Energia no Curto Prazo, utilizado para o acompanhamento do desempenho da receita total, que retrata o valor obtido de R$ 329,60 milhões e o indicador VEACP – Venda de Energia Adicional no Curto Prazo, demonstra o resultado da Receita Adicional de R$ 108,47 milhões, 136,80% superior em relação à meta de R$ 79,29 milhões.

VEACP - Venda Adicional de Energia Elétrica no Curto Prazo

20.8

27,4

2

(12.

250,

47)

55.0

17,9

8

79.291,04

10.421,73

20.570,49

30.427,68

39.523,66

49.546,06

60.994,61

71.811,77

83.842,26

95.478,98

108.468,00

4.619,702.295,33

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2006

2007

2008

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Meta 2009

R$

Mil

2006 2007 2008 Meta Anual 2008 Realizado Acumulado

VECP - Venda de Energia Elétrica no Curto Prazo621

550

466

311,11

61,08

329,60 310,15300,95

291,26280,34

261,07

226,72194,90

173,95139,73

94,20

0

100

200

300

400

500

600

700

2006

2007

2008

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Meta 2009

R$

Mil

hõ

es

2006 2007 2008 Meta Anual 2008 Realizado Acumulado

O desempenho da venda de energia elétrica, gráfico acima, retrata as estratégias desenvolvidas pela Eletronorte ao longo do ano de 2009, principalmente a decisão de participar do 9º leilão de Ajuste, promovido pela CCEE, onde foram vendidos 100 MWmédio ao preço de R$ 145,77/MWh, para o período de março a dezembro/2009. Como resultado dessa ação obteve uma receita de R$ 107,0 milhões representando



32,72% do total da receita faturada no curto prazo. Já na liquidação e contabilização da CCEE foram arrecadados R$ 146, 24 milhões que em termos relativos alcançam 44,37%; a diferença de R$ 75,22 milhões foram as vendas realizadas ao longo do ano no mercado spot, que efetivamente refletem o esforço da Eletronorte na venda de energia e agregação de valor representa relativamente 22,91% da receita total do curto prazo.

O acréscimo no volume de energia a ser comercializado mensalmente, obtido considerando as variações de flexibilidade e redução de consumo pelos consumidores industriais, resultou no acréscimo da disponibilidade anual de venda de curto prazo para 326,451 MW médios, 25,54% a mais do valor de 260,42 MW médios de 2008. A priorização das vendas antes ou depois do conhecimento do PLD médio mensal, como forma de maximizar a receita adicional foi parte decisiva para obtenção dos resultados. Assim foi possível vender, durante o ano, 260,959 MWmédio, 79,94% da sobra de 326,451 MWmédio anual.

Adicionalmente neste ano ocorreu uma estabilização inesperada do PLD, que influenciou sobremaneira o mercado de curto prazo, levando à pratica de preços de venda com “spreads” muito baixos, o que ocasionou a mudança periódica de estratégia e, conseqüentemente, do nível de “spread” praticado mensalmente. O resultado anual foi um “spread” de 223,20%, acima do PLD acumulado de R$ 26,24/MWh para um preço de venda acumulado de R$ 84,81/MWh, o que mostra o esforço na maximização da receita em um ambiente de crise, fundamental para as vendas realizadas antecipadamente (leilão de ajuste), vinculadas a preço fixo.

Contratos Vigentes com Distribuidoras

Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR A Eletronorte possui sete produtos comercializados no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), seis deles separados em contratos de oito anos de duração com vendas realizadas em três diferentes leilões: 1º, 2º e 5º Leilões de Empreendimentos Existentes e um de cinco anos de duração realizado no 8º Leilão de Empreendimentos Existentes. No ano de 2009, relativo ao 1º Leilão de Empreendimentos Existentes, a Eletronorte possui três produtos: 2005-2012 com 626,6 MWmédio, 2006-2013 com 312,7 MWmédio, 2007-2014 com 550,0 MWmédio.

Referente ao 2º Leilão de Empreendimentos Existentes, a Eletronorte possui dois produtos com vigência de 2008 a 2015, sendo um deles comercializado no próprio certame (90 MWmédio) e o outro (23 MWmédio) oriundo da cessão da UHE Sylvio Braga da Celpa para a Eletronorte em agosto de 2005.



A participação no 5º Leilão de Empreendimentos Existentes gerou o produto 2007-2014 com 50,0 MWmédio comercializado.

O 8º Leilão de Empreendimentos Existentes gerou o produto 2010 – 2014 com 60,0 MWmédio comercializado.

O ACR prevê a celebração de um novo tipo de contrato entre as empresas participantes destes leilões chamado Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits – MCSD que consiste na cessão da energia comprada nestes certames entre as empresas participantes dos Leilões. São assinados Termos de Cessão relativos a cada rodada do mecanismo entre as Distribuidoras participantes e a empresa Geradora. Em 2009, a Eletronorte comercializou 67,2 MWmédio neste mecanismo.

SISTEMA ACRE-RONDÔNIA

O sistema Acre-Rondônia foi integrado ao Sistema Interligado Nacional – SIN em 23 de outubro de 2009, passando sua operação física a subordinação do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e as operações comerciais necessariamente registradas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE assim como os demais integrantes do SIN.

A Eletronorte firmou contrato de compra e venda de energia elétrica (CCVEE) com a Eletroacre em 1º de dezembro de 2008 com o lastro da UHE Samuel, sendo o fornecimento de energia até 31 de dezembro de 2014. O novo contrato visa atender a solicitação da Aneel, de 2006, quando da publicação da última tarifa de suprimento de energia e disciplinar o período pré e pós interligação do Sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional – SIN. A energia contratada baseia-se no publicado no Plano Anual de Operação elaborado pelo GTON-Eletrobrás. A energia contratada, válida após a integração ao SIN, para o ano de 2009 foi de 80,928 MW médio.

O contrato firmado entre a Eletronorte e a Ceron teve sua vigência encerrada em 30 de novembro de 2008, sendo o abastecimento da distribuidora garantido até a sua interligação. A partir desta data, a Ceron está descontratada e liquida suas diferenças (entre contratado e medição real) na CCEE. A Ceron e Eletronorte aguardam a anuência da Aneel para vigência da cessão do contrato entre a Eletronorte e a Termonorte para a Ceron. Enquanto não há definição da agência reguladora, a Eletronorte, para garantir o suprimento da região, continua atendendo ao contrato cedido a Ceron, inclusive com a compra de combustível, apesar de não obter ressarcimento pela Conta de Consumo de Combustível Fóssil – CCC.



Distribuidoras

2007 2008 2009

Leilão CCEAR R$*1000 1.001.964 1.179.984 1.175.911 MWMédio 1.574 1.710 1.652

Bilateral com a Eletroacre

R$*1000 14.088

MWMédio 14

Total

R$*1000 1.001.964 1.179.984 1.189.999

MWMédio 1.574 1.710 1.666

Crescimento R$ x 1000 % 17,77 (0,35)Crescimento MWMédio % 8,66 (3,39)

Contratos com Consumidores Industriais

Consumidores Cativos

A Eletronorte permanece com os consumidores Vale (Complexo Mineração Carajás –CMC, Mineração Serra do Sossego – MSS, Unidade Pelotização – UP e Complexo Portuário Ponta da Madeira – CPPM), Alunorte e Dow Corning Metais do Pará (sucessora da Globe Metais Ind. e Comércio S.A.) como cativos.

Consumidores Livres

O portifólio do ano anterior foi mantido.

Consumidores Industriais

Tipo de Contrato 2007 2008 2009

Livre R$*1000 1.099.942 1.388.524 1.094.789

MWMédio 1.548 1.748 1.731

Cativo R$*1000 130.048 171.779 143.258

MWMédio 236 233 167

Total R$*1000 1.229.990 1.560.303 1.238.047

MWMédio 1.784 1.981 1.899

Crescimento R$*1000 % 26,85 (20,65)

Crescimento MWMédio % 11,06 (4,15)



Recuperação Tarifária Extraordinária

2007 2008 2009

RTE Distribuidoras (R$*1000) 32.876 6.929 2.109

RTE Geradoras (R$*1000) (193) 0 0

Liquidação CCEE

2007 2008 2009

Liquidação da Diferenças (R$*1000) 244.562 193.524 124.468

Mwmédio (477,90) 136,09 664,67

Crescimento na liquidação (R$) -21% -36%

Crescimento na venda (MWmed) -128% 388%

Contratos Vigentes na Área do Sistema Isolado

No Sistema Isolado do Amapá a ELETRONORTE comercializa energia de Geração Própria e a adquirida de Produtores Independentes de Energia – PIEs, vendendo esta energia para a distribuidora local. O último aditivo com a CEA estabelece o preço para o período 2008/2009, bem como a sistemática para os próximos reajustes, enquanto um novo contrato é negociado entre as partes, o que também visa atender a solicitação da Aneel de 2006, quando da publicação da última tarifa de suprimento de energia.

Em Boa Vista, a ELETRONORTE comercializa com a distribuidora local a energia importada da EDELCA – empresa geradora de energia da Venezuela.



Resultados Totais Evolução do Valor Faturado em

R$ x 1000

3.185.683

3.675.796

3.256.621

2007

2008

2009

Evolução do Valor Faturado em MWmédio

4.226

4.400

4.345

2007

2008

2009

2007 2008 2009

R$*1000

��90�� 88.698 100.279

Mwmédio �� 115 123 �� 214.686 187.430

Mwmédio �� 223 185 �� 65.188 67.184

Mwmédio �� 72 66 �� 75.838 93.443

Mwmédio �� 63 70 ��

��444�� 448.336

Mwmédio �� 472 444

5,24 ��

6,04 -5,85

ELETROACRE

Sistemas Isolados

Distribuidora

CEA

CERON

BOVESA

Total

Crescimento��Receita

�� !��



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Pesquisa, Desenvolvimento e Eficiência Energética

O Programa Eletronorte de Pesquisa e Desenvolvimento - PEPD tem por objetivo gerar soluções tecnológicas e conhecimentos para a organização, racionalizando recursos de prospecção por meio de contratos ou de parcerias com instituições de pesquisas.

Conforme legislação específica de P&D foi repassada em 2009 ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT e ao Ministério de Minas e Energia – MME, o montante de R$ 21,0 milhões, sendo R$ 14,0 milhões ao FNDCT e R$ 7,0 milhões ao MME.

Os investimentos em Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento atingiram, em 2009, o montante de R$ 8,0 milhões.

Além dos investimentos exigidos por Lei, a Eletronorte aportou em 2009 em outros projetos considerados estratégicos a importância de R$ 2,0 milhões que não foram submetidos à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Nesse contexto de aplicações de recursos em projetos de P&D, ressalta-se o valor de R$ 9,7 milhões aportado pela Eletronorte no Centro de Pesquisa de Energia Elétrica – CEPEL.

O quadro seguinte apresenta um resumo de alguns importantes projetos executados e/ou concluídos no ano de 2009:



Título do Projeto Objetivos Valor

Veículo Robótico para Inspeção e Execução de Tarefas sobre Linhas de Transmissão.

Situação: Concluído

O objetivo geral deste projeto é o desenvolvimento de um sistema robótico móvel capaz da execução automática de algumas tarefas específicas de inspeção e manutenção de linhas de transmissão. A realização deste projeto deverá ainda contribuir para a formação de recursos humanos nos cursos de pós-graduação da Universidade de Brasília, os quais seriam oferecidos a engenheiros da Eletronorte. A parceria estabelecida com a Universidade Federal do Amazonas implementará um intercâmbio de experiências, contribuindo para o equilíbrio regional no país.

R$ 750.020,00

Desenvolvimento e construção de Sistema Robotizado para reparo de falhas de Cavitação em Turbinas Hidráulicas

Situação: Em andamento

O objetivo geral deste projeto é gerar conhecimento técnico e científico que resulte em aumento da eficiência de reparos em turbinas hidráulicas erodidas por cavitação, como consequência do desenvolvimento de equipamento automático robotizado. Para isso, a pesquisa abrangerá as áreas de visão computacional, construção de modelos tridimensionais digitalizados, soldagem automatizada e de aplicação específica da soldagem robotizada na reparação de pás de turbinas hidráulicas.

R$ 753.089,00

Medidas de fluxos de gases de efeito estufa nos reservatórios hidrelétricos da Amazônia: fase montante e fase jusante


· Instituir um programa de monitoramento dos fluxos de gases dos reservatórios hidrelétricos de Tucuruí, Balbina, Samuel e Coaracy Nunes, auxiliados pela medição de parâmetros físico-químicos na coluna d'água; · Mensurar as emissões de gases de efeito estufa das futuras áreas do Complexo Hidrelétrico de Belo Monte e da Usina Hidrelétrica de Marabá; · Iniciar o desenvolvimento de um modelo de emissões de gases de forma a permitir avaliar a participação das emissões do reservatório incluindo as medições da área a montante e à jusante da barragem.

R$ 1.159.370,00

Desenvolvimento de um Sistema Computacional para Análise dos Efeitos da Expansão e Modernização da UHE de Tucuruí

Situação: Concluído

Realização de estudos dinâmicos para avaliar possíveis impactos, para a operação do sistema interligado, advindos da duplicação e da modernização dos sistemas de controle das unidades geradoras da UHE de Tucuruí.

R$ 466.780,00

Turbina hidrocinética para comunidades amazônicas isoladas - Desenvolvimento de produto


Desenvolver esforços de pesquisa e desenvolvimento no sentido de aprimorar o projeto de uma turbina hidrocinética para a geração de energia descentralizada em comunidades isoladas da Amazônia.

R$ 765.140,00



A metodologia de desdobramento das estratégias para o ano de 2009 seguiu as orientações presentes na “Sistemática de Desdobramento do Planejamento Estratégico 2009-2011” da Eletronorte.

Pontos de destaque em 2009 do Programa Eletronorte de Pesquisa e Desenvolvimento- PEPD:

• Implantação da customização das propostas de projeto, visando alcançar uma proposta factível para a realidade da empresa, entidade de pesquisa e para a própria pesquisa ou desenvolvimento;

• Criação de uma ferramenta para prestação de contas, com vídeo aulas explicativas, visando reduzir o custo com treinamento e orientação dos usuários da ferramenta;

• Criação de um site departamental com informações atualizadas e fluxogramas de alguns processos que envolvem nossos clientes;

• Coordenação das chamadas estratégicas de P&D feitas pela ANEEL, em que a Eletronorte participa com outras empresas do Setor Elétrico Brasileiro – SEB, totalizando 3 (três) chamadas com projetos aprovados:

• Ensaio de Transmissão de Energia em Linha da Pouco Mais de Meio Comprimento Onda;

• Alternativas Não Convencionais para a Transmissão de Energia Elétrica em Longas Distâncias;

• Emissões de Gases de Efeito Estufa em Reservatórios de Centrais Hidrelétricas. • Publicação de chamadas estratégicas próprias para contratação de projetos a

serem financiados dentro da carteira ANEEL. Totalizando 2 (duas) chamadas; • Avaliação das demandas via software de pesquisa de opinião (LimeSurvey).

Destacam-se, no quadro abaixo, as ações desenvolvidas cujos resultados superaram as metas contratadas para 2009 em P&D.

Indicador Descrição Unid Resultado 2009

Meta 2009

PCPA Percentual de projetos concluídos com produtos aplicáveis

% 74 20

TAI Tecnologias Aplicáveis Implantadas % 85 40

IPIT Investimentos em Projetos de Implantação de Tecnologia

% 15 10



Programas e Projetos de Eficiência Energética

A implantação e continuidade dos processos de geração e transmissão de energia elétrica e a busca pela excelência em todas as suas plantas ampliaram a necessidade de aproximação com as comunidades. Em função disso, e também da identificação de demandas relacionadas ao uso racional de energia elétrica, a Eletronorte criou o PEEE – Programa Eletronorte de Eficiência Energética, por meio da Resolução de Diretoria n.º 0089/2005, para desenvolver ações de conservação de energia com os programas educacionais e projetos de eficiência energética.

Entre os projetos desenvolvidos pela Eletronorte, estão os de Eficientização de Prédios Públicos, os de Gestão Energética Municipal, e também os de Eficientização Energética das Instalações - Plantas e Escritórios.

Os Projetos de Prédios Públicos objetivam a redução do consumo de energia elétrica por meio de melhorias dos sistemas de iluminação, climatização e motores, além das ações de educação com a força de trabalho da instituição. São executados em instituições municipais, estaduais e federais, eliminando o desperdício, reduzindo os custos das instalações, e beneficiando a população que utiliza os serviços públicos de saúde, educação, cultura etc.

A Eletronorte desenvolveu e concluiu dois Projetos de Prédios Públicos em parceria com a Eletrobrás/Procel, em dois hospitais públicos de Belém-PA, o que representou a economia de 1.235 MW/ano, conforme demonstrado abaixo:

Projetos de Eficientização dos Prédios Públicos - Concluídos

Prédios Públicos Município Economia kWh/mês

Economia MWh/ano

Redução de Demanda

(kW)

Custo com o Projeto -

R$

Economia R$/ano

Santa Casa de Misericórdia

Belém - PA 94.243,24 1.130,92 158,97 300.852,00 205.705,50

Hospital Betina Ferro da UFPA

Belém - PA 8.686,20 104,23 19,02 60.816,00 20.102,13

Soma: 102.929,44 1.235,15 177,99 361.668,00 225.807,63

Em 2009 a Eletronorte iniciou a execução de três Projetos de Prédios Públicos em parceria com outras empresas (distribuidoras) do Sistema Eletrobrás:

Projetos de Eficientização de Prédios Públicos - Desenvolvimento em Parceria

Prédios Públicos Município Parceria Redução de Demanda (kW)

Custo com o Projeto -R$

Previsão de Economia R$/ano



Universidade Federal de Roraima

Boa Vista -RR

Eletronorte Bovesa

216,74 629.448,56 186.540,40

Hospital Municipal de Ariquemes

Ariquemes -RO

Eletronorte Ceron

25,36 70.773,12 44.997,43

Hospital das Crianças

Ariquemes -RO

Eletronorte Ceron

8,29 31.988,12 14.319,23

Soma: 250,39 732.209,80 245.857,06

Os Projetos de Gestão Energética Municipal – GEM visam o gerenciamento do consumo e dos custos com energia elétrica pelos municípios, e são desenvolvidos pela Eletronorte em parceria com a Eletrobrás/Procel, por meio de Acordos de Cooperação Técnica com as prefeituras municipais.

A Eletronorte já efetuou a entrega de 7 Planos Municipais de Gestão da Energia Elétrica – PLAMGEs às prefeituras municipais, demonstrados a seguir:

Projetos de Gestão Energética Municipal - Realizados pela Eletronorte

PLAMGEs Economia Projetada em MWh

Economia Obtida em MWh

Resultado da Economia em R$

Prefeitura Municipal de Ariquemes -RO

11.354 5.894.844 1.563.054,00

Prefeitura Municipal de Abaetetuba -PA

4.329 1.925.836 688.000,00

Prefeitura Municipal de São José de Ribamar - MA

3.361 379.363 112.703,00

Prefeitura Municipal de Presidente Dutra - MA

875 275.042 61.272,00

Prefeitura Municipal de Tucuruí - PA 4.118 44.444 20.000,00

Prefeitura Municipal de Ananindeua -PA

22.414 0 0,00

Prefeitura Municipal de Candeias do Jamari - RO

1.796 0 0,00

TOTAL 48.247 8.519.529 2.445.029,00

Em 2009 a Eletronorte iniciou novos Projetos de Gestão Energética Municipal por meio de acordos de cooperação técnica com a Prefeitura Municipal de Imperatriz – MA e com a Prefeitura Municipal de Miracema – TO.



Em parceria com a Eletrobrás, a Eletronorte dotou 8 Unidades de Gestão Energética Municipais – UGEMs das prefeituras, com computadores, impressoras e softwares, visando possibilitar as atividades necessárias para a continuidade do Projeto de Gestão Energética Municipal:

Projetos de Gestão Energética Municipal - Doação para as UGEMs Prefeituras Municipais Computador Impressora Softwares Total UGEM de Ariquemes - RO 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Abaetetuba - PA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de São José de Ribamar -MA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Presidente Dutra - MA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Tucuruí - PA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Ananindeua - PA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Candeias do Jamari - RO 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 UGEM de Imperatriz - MA 1.921,50 206,25 1.277,25 3.405,00 TOTAL 15.372,00 1.650,00 10.218,00 27.240,00

A Eletronorte tem prestado apoio a desenvolvimento de Projetos de Gestão Energética Municipal, com capacitação das equipes das prefeituras, orientações e acompanhamento:

Prefeitura Municipal de Ouro Preto do Oeste – RO Prefeitura Municipal do Vale do Anari – RO Prefeitura Municipal de Monte Negro – RO Prefeitura Municipal de Itapuã do Oeste – RO Prefeitura Municipal de Jaru – RO Prefeitura Municipal de Mojú – PA Prefeitura Municipal de Igaparé-Mirim - PA

Além dos Projetos de Eficiência Energética voltados para as comunidades, a Eletronorte já está buscando a eficientização energética das suas instalações próprias – Plantas e Escritórios, pois elaborou diversos projetos em uma parceria entre a Gerência dos Programas e Projetos de Eficiência Energética e as Unidades Regionais de Tucuruí, Macapá, Rondônia e Tocantins.

A eficientização das instalações próprias da Eletronorte foi iniciada em 2008 com a formação de Comissões Internas de Conservação de Energia - CICEs nas regionais do Maranhão, Tucuruí, Amapá, Rondônia e Acre, e além da elaboração de diagnósticos, diversos projetos foram originados e estão em andamento nas plantas, entretanto, ainda não houve tempo para um resultado representativo de economia com essa



eficientização dos processos de iluminação, climatização e demais sistemas, demonstrados abaixo:

Eficientização das Instalações da Eletronorte - Plantas & Escritórios (processos iniciados)

Unidades da Eletronorte

Formalização e Capacitação da CICE

Projetos Elaborados

Projetos Implantados

Economia Acumulada em kWh

Economia Acumulada em Reais

Regional de Tucuruí - CPH 2008 5 1 Regional do Amapa - CAP 2008 2 2 20.927,32 Regional de Rondônia - CRD 2008 1 1 Regional do Tocantins - CTO 2009 1 1 180,16 73.120,68 Soma: 9 5 180,16 94.048,00

Um dos projetos da Eletronorte está sendo desenvolvido por meio de um convênio com a Universidade Federal do Pará – UFPA e a Fundação de Amparo e Desenvolvimento de Pesquisa – FADESP, para a implantação de um Laboratório de Energias Renováveis e Eficiência Energética no Campus Universitário de Belém (PA), formado pelas instalações prediais, aquisição e instalações de equipamentos de informática, instalação do sistema fotovoltaico, confecção e instalação de kits educativos – aproveitamento de água, sol e vento. Esse laboratório de energias renováveis será utilizado por pesquisadores, estudantes universitários e alunos de educação básica.



A Eletronorte desenvolve Programas Educacionais de Conservação de Energia com o objetivo de estimular a mudança de comportamento e a aquisição de novos hábitos para formação de uma cultura de combate ao desperdício de energia elétrica, já tendo implantado os projetos em 1.035 escolas públicas de 40 municípios, conforme abaixo:

Programa Educacional desenvolvido pela Eletronorte

Estados Municípios Escolas Professores Capacitados

Alunos Beneficiados

Pará 9 249 2.306 215.721 Amapá 5 94 410 43.780 Maranhão 6 200 1.361 62.519 Tocantins 6 133 687 88.163 Mato Grosso 8 117 520 97.170 Rondônia 5 141 624 114.761 Acre 1 101 582 87.058 Total: 40 1.035 6.490 709.172

O Programa Educacional desenvolvido pela Eletronorte tem acompanhamento do consumo de energia das escolas e de uma amostragem de 4.607 alunos, que resultam na economia acumulada de 947.289 kWh e 345.815 kWh, respectivamente:

Programa Educacional - Resultados das Medições de Consumo de Escolas & Alunos

Localidade Nº de Escolas no Programa

Economia Acumulada kWh

Nº de Alunos Acompanhados

Economia Comprovada pelos Alunos

Economia Acumulada pelo Município

Ariquemes 23 87.110 13 4.030 91.140 Coelho Neto 15 19.543 280 9.431 28.974 Guaraí 13 7.857 155 25.030 32.887 Goianésia 11 160.657 223 42.967 203.624 Imperatriz 19 67.396 676 51.111 118.507 Itapecuru-Mirim 20 21.226 557 21.226 Jacundá 21 5.366 127 30.192 35.558 Miranorte 7 34.809 193 18.040 52.849 Porto Nacional 33 43.693 483 42.754 86.447 Rio Branco 101 113 10.595 10.595 São José de Ribamar 11 16.615 164 6.515 23.130 Santarém 30 51.940 477 32.814 84.754 Timon 35 292.120 596 14.139 306.259 Tucuruí 10 46.726 207 38.087 84.813 Várzea Grande 36 5.848 248 19.842 25.690 Ananindeua 49 67.847 67.847 Ji-Paraná 16 18.536 18.536



Projetada essa economia para os 709 mil alunos e promovendo a conversão em reais (R$) pela média da tarifa B3 dos estados envolvidos é registrado o custo evitado de R$ 7.999.179,00 com o combate ao desperdício de energia pelas escolas e alunos.

Os recursos investidos pela Eletronorte em projetos de eficiência energética e programas de conservação de energia nos 4 últimos anos, somam R$ 1.755.718,56, sendo R$ 470.303,36 em 2009 aplicados nos Programas Educacionais para as escolas públicas, Projetos de Prédios Públicos, Projetos de Gestão Energética Municipal e no Projeto de Instalação do Laboratório de Energias Renováveis:

Recursos Investidos em Eficiência Energética - Programas & Projetos

Programas Educacionais de Conservação de Energia & Projetos de Eficiência Energética

2006 2007 2008 2009 Total Investido pela Eletronorte em R$

Investimento em R$

Investimento em R$

Investimento em R$

Investimento em R$

Programas Educacionais nas Escolas 248.271,19 389.335,07 265.906,42 128.504,17 1.032.016,85Projetos de Prédios Públicos 87.256,99 0,00 0,00 2.913,12 90.170,11 Gestão Energética Municipal 20.343,16 42.017,17 0,00 15.620,67 77.981,00 Laboratório de energias alternativas 0,00 0,00 232.285,20 323.265,40 555.550,60 Total Investido (R$): 355.871,34 431.352,24 498.191,62 470.303,36 1.755.718,56Percentual Investido: 20% 25% 28% 27% 100%



Já foram atendidos com os programas de conservação de energia 54 municípios, destes, 12 foram em 2009. Das 12 localidades incluídas, 8 foram contempladas com Projetos de Gestão Energética Municipal e 4 com Programa Educacional em Escolas Públicas, como demonstrado:

Número de Municípios com o PEEE 2005 2006 2007 2008 2009 TOTAL 6 21 13 2 12 54 Programa Eletronorte de Propriedade Intelectual – PEPI

O Programa Eletronorte de Propriedade Intelectual - PEPI, em 2009, completou cinco anos efetivando a proteção dos produtos tecnológicos e softwares gerados na empresa por meio de Projetos de Pesquisa desenvolvidos pelas Instituições de Pesquisas e diretamente pelos colaboradores nas plantas da empresa, disseminando a inovação e fomentando a cultura de Propriedade Intelectual.

A continuidade do programa está pautada nos instrumento de fomento à inovação, à criatividade e ao desenvolvimento fazendo interface com os programas da empresa.

Em 2009 fora realizado a 4ª edição do Prêmio Muiraquitã onde foram apresentadas 50 soluções tecnológicas sendo 35 (trinta e cinco) elaboradas por colaboradores e 15 oriundas de projetos de P&D. Estas soluções tecnológicas apresentaram economia, evitando desgastes de equipamentos, custos de manutenção, aumentando a vida útil dos equipamentos e eliminando riscos de acidentes.

Como forma de incentivo e reconhecimento ao esforço extra desprendido pelos colaboradores o PEPI prevê o compartilhamento da titularidade das inovações com os autores, onde o colaborador passou a ter a participação de 20% da titularidade do invento nas futuras comercializações dos produtos. O compartilhamento da titularidade também ocorre em produtos gerados nos projetos de pesquisa e desenvolvimento nos casos em que a instituição contratada aporta contrapartida no projeto.

Em 2009 foram realizados 7 pedidos de registro de patentes e 1 pedido de registro de software junto ao Instituto Nacional de Propriedade industrial – INPI, acumulando o total de 11 pedidos de registro de softwares, 35 pedidos de registro de patentes e 30 pedidos de registro de marcas.



DESEMPENHO OPERACIONAL

Resultados do Negócio Transmissão de Energia Elétrica

Indicador: DST – Desempenho do Sistema de Transmissão

Este indicador representa o Desempenho do Sistema de Transmissão relativo ao grau de disponibilidades das funções da transmissão, correlacionado diretamente com a parcela variável.

O desempenho do ano de 2009 apresentou resultado satisfatório e atingiu a meta estabelecida, em decorrência da revisão dos padrões de trabalho para alinhamento aos requisitos da REN 270/2007.

DST – Desempenho do Sistema de TransmissãoSistema interligado

94,3

8

95,2

9

99,4

7

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99

,00

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99,0

0

99

,01

99,0

5

98,7

8

99,5

2

98

,76

99,6

8

98,8

6 98,9

0

98,9

7

91,3

7

99,0

8

98,7

7

2006

2007

2008 jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

2008

Anos Anteriores

Meta Anual

Meta Mensal (sem valor)

Realizado Mensal (sem valor)

Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Indicador: Duração Equivalente de Interrupção – DREQ

Demonstra o intervalo de tempo em horas que cada concessionária ficou sem o suprimento de energia elétrica no período de apuração, considerando as interrupções programadas e não programadas.

O desempenho deste indicador no ano de 2009, apesar de apresentar resultados satisfatórios em relação aos anos anteriores, não atingiu a meta estabelecida em decorrência, principalmente, de blecautes no Acre, Rondônia, Roraima e Amapá, provocados em sua maioria por descargas atmosféricas.

DREQ – Duração Equivalente de InterrupçãoSistemas Isolados

13

,91

19

,83

3,8

1

2,60

3,052,38

1,30

1,08

2,60

2,17

1,951,73

1,52

0,22 0,

43 0,65 0,87

3,05

2,83

2,44

1,57

3,04

2,81

2,13

2,56

2,00

0,77 0,

86

1,39

200

6

200

7

200

8

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

Rea

lizad

o

2009 M

eta

2009

Anos Anteriores

Realizado Mensal (Transm)

Realizado Mensal (Geração)

Meta Anual


Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Indicador: Freqüência Equivalente de Interrupção - FREQ

Este indicador traduz o número médio de interrupções equivalentes à potência máxima do sistema que cada concessionária sofreu no período de apuração.

O desempenho demonstrado no ano de 2009, apresentou resultado satisfatório em relação aos anos anteriores e atingiu a meta estabelecida. Tal resultado demonstra a efetividade das ações desenvolvidas pela empresa.

Sistemas IsoladosFREQ – Frequencia Equivalente de Interrupção

34,2

8

41,5

2

7,43 6,

60

6,05 6,60

6,035,

50

4,954,40

3,85

3,30

2,75

2,20

1,65

1,10

0,55

5,93

4,835,59

4,46 5,

54

5,20 6,

03

3,933,26

2,65

1,92

1,26

2006

2007

2008 ja

n

fev

ma

r

abr

ma

i

jun jul

ago se

t

out

nov

dez

Rea

lizad

o

200

9

Me

ta

200

9

Anos Anteriores

Realizado Mensal (Transm)

Realizado Mensal (Geração)

Meta Anual


Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Indicador: DISP- L - Índice de Disponibilidade de Linhas

A disponibilidade das linhas de transmissão, associadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme demonstrado acima, apresentou desempenho satisfatório em relação à meta anual estabelecida, o que demonstra a efetividade das ações de manutenção e operação desenvolvidas pela empresa.

Sistema InterligadoDISP-L - Disponibilidade de Linha

99,9

2

99,8

8

99,8

8

99,8

8

99,8

8

99,8

5

99,8

6

99,8

3 99,8

7

99,5

4

99,8

6

99,8

2

99,8

1

99,8

6

99,7

5

99,8

7

99,8

6

99,9

0

99,9

0

99,7

6

99,8

9

99,8

6

99,8

6

99,8

9

99,8

8

99,8

9

99,8

8

99,8

6

2006

2007

2008 jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

2009

Anos Anteriores

Meta Anual



Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Indicador: DISP- E - Índice de Disponibilidade de Equipamentos

A disponibilidade dos equipamentos, associados ao Sistema Interligado Nacional – SIN apresentou desempenho inferior à meta anual estabelecida.

O desempenho do ano de 2009, apesar de apresentar resultados próximos aos anos anteriores, não atingiu a meta estabelecida devido, principalmente, aos desligamentos decorrentes de deficiências nos sistemas de controle, células capacitivas, falhas em transformadores e reatores, ocasionados por deficiências em buchas.

Sistemas Interligados

98,8

3 98,9

6

98,7

3

99,5

1

99,5

1

99,4

8

99,1

2

99,4

4

99,4

0

99,5

0

99,4

6

99,4

6

99,4

6

99,3

5

99,2

5

99,2

1

98,0

3

98,5

7

98,5

6

98,5

6

98,5

4

98,4

8

98,4

2

98,3

4

98,2

1

98,1

9

98,1

9

98,2

8

2006

2007

2008 jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

2009

Anos Anteriores

Meta Anual



Meta Acumulado

Realizado Acumulado

DISP-E - Disponibilidade de Equipamento



Indicador: DISP- L - Índice de Disponibilidade de Linhas

Este indicador representa a disponibilidade de linhas, associados aos Sistemas Isolados, o qual atingiu a meta estabelecida, demonstrando dessa maneira a efetividade das ações de operação e manutenção desenvolvidas pela empresa.

Sistemas IsoladosDISP-L - Disponibilidade de Linha

99,9

8

99,9

7

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

899

,98

99,9

9

99,9

9

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

7

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

8

99,9

4

99,9

6

99,9

7

99,9

999,9

9

99,9

8

99,9

8

99,9

8

2006

2007

2008 jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

2009

Anos Anteriores

Meta Anual



Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Indicador: DISP- E - Índice de Disponibilidade de Equipamentos

Representando a disponibilidade de equipamentos associados aos Sistemas Isolados, este indicador apresentou desempenho satisfatório em relação à meta anual estabelecida. Este resultado demonstra a efetividade das ações de operação e manutenção desenvolvidas pela empresa.

Sistemas IsoladosDISP-E - Disponibilidade de Equipamento

99,4

7

99,6

0

99,8

6

99,9

4

99,9

4

99,9

3

99,9

3

99,9

6

99,9

3

99,9

3

99,9

4

99,9

3

99,9

4

99,9

4

99,9

4

99,9

3

99,9

5

99,9

6

99,9

6

99,9

2

99,9

5

99,9

5

99,9

5

99,9

6

99,9

6

99,9

6

99,9

6

99,9

5

2006

2007

2008 jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

out

nov

dez

2009

Anos Anteriores

Meta Anual



Meta Acumulado

Realizado Acumulado



Resultados do Negócio Geração de Energia Elétrica

Indicador: Índice de Disponibilidade de Geração – DISPG

O DISPG expressa em porcentagem, o período em que as unidades geradoras estão aptas a gerar energia, quando considerado determinado intervalo de tempo (Ex: mês, ano).

DISPG – DISPONIBILIDADE DA GERAÇÃO DISPG – Disponibilidade de geração da Eletronorte

96,0

6

96,6

7

95,7

3

95,9

4

97,5

8

91,0

8

93,0

5

97,9

9

96,8

1

94,7

6

97,8

4

98,8

0

98,4

1

97,9

6

93,1

6

93,7

9

94,6

3

95,7

0

05

01

00

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

jan

fev

ma

r

ab

r

ma

i

jun jul

ag

o

set

ou

t

no

v

de

z

20

09

Va

lore

s %

Realizado Acumulado Meta Anual Anos Anteriores Realizado Mensal Meta Mensal

A disponibilidade de geração da Eletronorte (sistemas interligado+isolado) em 2009 apresentou bom resultado devido ao desempenho da geração no sistema interligado e também pela boa gestão da manutenção das instalações dos sistemas isolados.

O gráfico seguinte apresenta a disponibilidade de geração dos equipamentos associados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. A meta para 2009 foi de 96,60% pois, o plano de manutenção das usinas da ELN previa paradas complementares e para incorporar as manutenções transferidas de 2008, além das paradas convencionais anuais, e paradas para a implementação de melhorias nos sistemas de supervisão e controle das unidades geradoras, e esta foi atendida.


050

100

2003

2004

2005

2006

2007

2008 jan

fev

mar abr

mai jun jul

ago

set

out

nov

dez

2009

Val

ore

s %

Realizado Acumulado Meta Anual Anos Anteriores Realizado Mensal Meta Mensal



Indicador: Índice de Disponibilidade – ID da UHE Tucuruí

O planejamento das intervenções programadas para o ano de 2009 para a UHE Tucuruí foi elaborado em conjunto pelas áreas da Superintendência de Engenharia de Operação e Manutenção da Geração - COG e Regional de Produção de Tucuruí - CTC, observando dentre outros, os dados da escala móvel de 60 meses da usina. Este trabalho teve como resultado o ID acumulado (60 meses) de 90,56 %, acima da meta da Eletronorte de 90,50 e da referência-meta ANEEL- 85,34%, e com tendência de melhoria.

O gráfico a seguir apresenta os resultados de ID da UHE Tucuruí a partir de 2006.

ID – Índice de disponibilidade ID – Índice de Disponibilidade – UHE Tucuruí

89,4

5%

88,7

6% 89,7

9%

89,90% 89,96% 89,98% 89,97% 89,95% 90,05% 90,12% 90,31% 90,30% 90,35% 90,43% 90,56%

99,55%

98,23%98,91%

93,03%

94,33%

99,08%

96,76%

92,82%

95,96%

89,90% 89,94% 89,93% 89,91% 89,91% 89,96% 90,01% 90,24% 90,34% 90,36% 90,43% 90,50%

85,34%

92,99% 92,43%

96,63%

91,09%

96,18%

94,63%96,46%

98,01%

95,30%

98,00%

94,20%

98,00%

94,39%

89,93%

94,50%

83%

85%

87%

89%

91%

93%

95%

97%

99%

101%

2006

2007

2008

JAN

FE

V

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SE

T

OU

T

NO

V

DE

Z

Anterior ID Acumulado ID Referência ID Mensal ID Mensal Previsto ID Acumlado Meta



Indicador: Índice de Disponibilidade – ID da UHE Curuá-Una

O planejamento das intervenções programadas em 2009 para a UHE Curuá-Una foi elaborado em conjunto pelas unidades COG/CTC, observando dentre outros, os dados da escala móvel de 60 meses da usina. Este trabalho teve como resultado o ID acumulado (60 meses) de 96,49 %, acima da meta da Eletronorte de 95,00 e da referência-meta ANEEL- 90,97 %, e com tendência de melhoria.

O gráfico abaixo apresenta os resultados de ID da UHE Curuá-Una a partir de 2006.

ID – Índice de disponibilidade ID – Índice de Disponibilidade – UHE Curuá-Una

95,7

3%

95,7

8%

95,3

1%

10 0 ,0 0 % 1 0 0 ,0 0%9 9 , 3 7 %

1 0 0 ,0 0 %

9 8 , 37 %

9 9, 5 2 %

9 0 , 60 %

9 9, 84 %9 9 , 33 %

7 5, 94 %

6 6 , 63 %

9 6, 06 % 9 6 , 09 % 9 6 , 0 9 % 9 6, 11 % 9 6 , 08 % 9 6, 0 9 % 9 5, 79 %

9 0, 97 %

9 3 , 77 %9 5 ,0 0 %

8 0 , 3 6 %

9 7, 9 4 %9 8, 7 1 % 9 9, 07 %

9 5, 04 %

7 8 ,6 7 %

9 9 , 0 4 % 9 8, 0 1 %9 9 ,0 7 % 98 ,9 3 % 9 8 , 0 1 %

9 6 , 49 %9 6 , 20 %9 6 , 2 1 %9 6 ,1 3 %9 6 , 1 7 %

96 ,0 5 % 9 6 ,0 6 % 96 ,0 4 % 95 ,6 5 % 9 5 ,6 3 % 95 ,6 1 % 9 5,2 9 % 9 5, 2 8 % 95 ,2 3 % 9 5, 30 % 9 5, 2 8 % 9 5, 0 0 %

6 5 %

7 0 %

7 5 %

8 0 %

8 5 %

9 0 %

9 5 %

1 0 0 %

2006

2007

2008

JAN

FE

V

MA

R

AB

R

MA

I

JUN

JUL

AG

O

SE

T

OU

T

NO

V

DE

Z

A c u m u l a d o D e z e m b r o ID R e fe rê n c ia ID M e n s a lID M e n s a l P r e v is to ID A c u m u la d o ID A c u m u la d o M e ta



SERVIÇOS ASSOCIADOS

Prestação de Serviço de Operação e Manutenção para Terceiros

O processo de Prestação de Serviços de Operação e Manutenção para Terceiros tem como objetivo o aumento da receita, por meio da utilização de mão-de-obra própria, bem como fortalecer a marca Eletronorte no contexto do setor elétrico brasileiro.

Esse processo contempla atividades de negociação, contratação e gestão de contratos de prestação de serviços. A Eletronorte tem, até o momento, contratos firmados com as seguintes organizações:

� Empresa Amazonense de Transmissão de Energia – EATE, LT Tucuruí/Presidente Dutra Circuito 3 - 500 kV, com extensão de 800 km: o contrato foi assinado em 23/12/2002, com vigência de 30 anos e previsão de receita mensal de R$ 530,3 mil;

� Empresa Paraense de Transmissão de Energia – ETEP, para a construção da LT Tucuruí/Vila do Conde Circuito 2 - 500 kV, extensão de 330 km: a assinatura ocorreu em 08/11/2002 com vigência de 30 anos e receita mensal de R$ 121,8 mil;

� Empresa Regional de Transmissão de Energia – ERTE: contrato assinado em 12/2005, objetivando a construção da LT Vila do Conde – Santa Maria – 230 kV, extensão de 160 km, gerando atualmente uma receita mensal de R$ 64,3 mil;

� Empresa Eletronorte Amazônia, Transmissão de Energia – AETE: contrato constituído para a construção da LT Coxipó Cuiabá – Rondonópolis – 230 kV, com extensão de 200 km. Assinado em 07/2005, receita mensal de R$ 102,1 mil;

� Centrais Elétricas do Tocantins – Celtins: objetiva a Operação e Manutenção da Subestação de Miracema 13,8kV, foi assinado em 09/2006 gerando receita mensal de R$ 15,1 mil;

� Empresa Norte de Transmissão de Energia – ENTE: objetivando a Operação e Manutenção da LT Tucuruí – Marabá – Açailândia – 500 kV, com extensão de 450 km, o contrato foi assinado em 12/2006, gerando receita mensal de R$ 336,6 mil;



� Centrais Elétricas de Mato Grosso S/A – CEMAT: objetiva a Operação e Manutenção da Subestação de SINOP, 13.8 kV. Foi assinado em 08/2006 e encerrado em janeiro de 2009. Receita mensal de R$ 12,7 mil;

� Integração Transmissora de Energia – INTESA: Operação e Manutenção da LT Colinas – Miracema – Gurupí – Peixe 2 – Serra da Mesa 2 – 500 kV, extensão de 695 km. A assinatura ocorreu em 15/12/2008, receita mensal de R$ 195,9 mil;

� Mineração Onça Puma – MOP: Operação e Manutenção da LT Carajás – Integradora – 230 kV, circuito duplo, com extensão de 83 km e da SE Integradora, contrato já assinado pela VALE e em processo de assinatura pela Eletronorte, que ira gerar receita mensal de R$ 177,4 mil;

� BRASCAN - Itiquira Energética S/A: objetivando a Operação e Manutenção do Bay de 230 kV na SE Rondonópolis, assinado em 02 de março de 2009, receita mensal de R$ 30,5 mil;

� BRASNORTE - Transmissora de Energia S/A: Operação dos equipamentos que compõem as Subestações de Jaurú, Brasnorte e Nova Mutum e da Linha de Transmissão em 230 kV - Circuito duplo de Juba - Jaurú, com 129 km de extensão e do Circuito Brasnorte - Nova Mutum com 273 km de extensão, assinado em 17 de setembro de 2009, receita mensal de R$ 77,1 mil;

� Energia Sustentável do Brasil S/A – ESBR: Operação dos equipamentos que compõem as SEs Derivação 230-69/13,8 kV, Canteiro 69/13,8 kV e Setor 13,8 kV com quatro ramais, Linha de Transmissão em 69 kV com 11 km de extensão, TAP 230 kV com aproximadamente 200 metros de extensão e sistemas de proteção e controle das SE’s Terminais - Abunã e Porto Velho, assinado em 06 de outubro de 2009, receita mensal de R$ 54,7 mil.



RECONHECIMENTO E CERTIFICAÇÕES

A certificação de processos, na norma NBR ISO 9001, iniciou-se em 2000 para atender a cláusula 22ª do contrato de prestação de serviços de transmissão - CPST, entre o Operador Nacional do Sistema- ONS e a Eletronorte. Atualmente, a Assessoria de Gestão da Qualidade, é a Unidade responsável pela coordenação dos processos de certificação e manutenção dos certificados ISO 9001, versão 2008, de todos os processos certificados na empresa, em um total de 172. Os processos certificados pertencem aos Centros de Operação Regionais do Sistema Elétrico, Unidades da SEDE, em Brasília e todas as Unidades Administrativas Regionais. A implantação dos requisitos da norma ISO 9001 nas Unidades Administrativas Regionais, se aplica em 135 processos de Aquisição e Financeiros das Unidades Regionais do Pará, Maranhão, Rondônia, Acre, Amapá, Tocantins, Roraima, Mato Grosso e Tucuruí.

Na Sede da Eletronorte, são 13 processos certificados, contemplando as áreas de Gestão de Contratos da Transmissão, Redes de Telecomunicações, Desenvolvimento e Capacitação de Pessoas, Projetos de Linhas de Transmissão, Medição e Comercialização de Energia Elétrica.

Os Centros de Operação Regionais de Tocantins, Roraima, Maranhão, Pará, Porto Velho, Mato Grosso, Amapá e Brasília, totalizam 24 processos certificados, compreendendo a Pré-operação, Tempo Real e Pós-operação.

Durante o exercício de 2009 foram realizadas 55 auditorias da qualidade, sendo 35 Internas, realizadas por auditores internos qualificados e 20 Externas, realizadas por Organismos de Certificação Credenciados pelo INMETRO e Internacionais, com o objetivo de manter as certificações vigentes.



PRINCIPAIS PREMIAÇÕES/CERTIFICAÇÕES/RECONHECIMENTOS DE 2009

Descrição Por que? Instituição Concedente

150 Melhores Empresas para Você Trabalhar

A Regional de Produção de Tucuruí – CTC ficou entre as 150 melhores empresas para você trabalhar em 2009. A pesquisa “Melhores Empresas para Você Trabalhar” – Mede o grau de satisfação dos colaboradores em relação à empresa que trabalham, ou seja, a percepção que as pessoas têm sobre a organização que as emprega, o trabalho em si, os chefes e os colegas.

Revista Exame Você S.A.

Prêmio do Anuário Brasileiro de Proteção

2009

A Usina Hidrelétrica de Tucuruí recebeu o Prêmio do Anuário

Brasileiro de Proteção 2009, de melhor CASE da Região Norte –

Ações Preventivas de Segurança e Saúde no Trabalho e Menção Honrosa na mesma categoria.

Como destaque foi citado que após a implementação da metodologia

TPM – Manutenção Produtiva Total, houve melhorias

significativas na empresa: padronização de procedimentos e a criação de novas ferramentas para

melhorar a segurança, implementações na gestão visual e

levantamento e solução de não-conformidades.

Revista Proteção

Prêmio de Empresa Destaque no Prêmio

Nacional da Qualidade – PNQ

A Regional de Produção de Tucuruí – CTC tem buscado inovar em seus

processos de gestão. No ciclo de avaliação de 2009, foi reconhecida

como destaque nos critérios 1-Liderança (primeira empresa do Brasil a ser reconhecida neste

Fundação Nacional da Qualidade –

FNQ



critério) e 6-Pessoas.

Prêmio Loss Case de Excelência 2009

A Regional de Produção de Tucuruí – CTC foi premiada com a 2ª

colocação pela organizadora do evento, pela melhoria desenvolvida

por membros do Pilar de Manutenção Autônoma.

Loss Prevention Consulting e

Training – Empresa de Consultoria em TPM e Qualidade

Prêmio Excelência em Comprometimento

Consistente em TPM 2009

A Regional de Produção de Tucuruí – CTC recebeu essa premiação por

destacar-se na aplicação da metodologia TPM, conseguindo cumprir os requisitos para cada

nível de premiação e atingir excelentes resultados com a

aplicação da mesma. O prêmio conquistado reflete o compromisso da Eletronorte com a metodologia

TPM e com a busca de novos resultados. Agora toda a

experiência será compartilhada com as instalações de produção e transmissão da Eletronorte,

objetivando aprimorar a aplicação da metodologia nestas plantas e potencializar os resultados de

produtividade, qualidade, disponibilidade, custo, segurança,

moral e meio-ambiente.

Japan Institute of Plant Maintenance –

JIPM

Prêmio Nacional da Gestão Pública - PQGF

Com 24 premiações, a Eletronorte é a maior vencedora entre as instituições participantes,

evidenciando o seu moderno e eficiente sistema de

gestão. No ciclo 2008/2009, cinco de suas

unidades estão entre as dez melhores organizações: na Faixa

Ouro, a contemplada foi a Regional de Transmissão de Mato Grosso; na

Faixa Prata, foram premiadas a Regional de Transmissão do

Maranhão, a Superintendência de

Programa Nacional de Gestão Pública e Desburocratização –

GesPública



Engenharia de Operação e Manutenção da Transmissão e a Superintendência de Pesquisa e

Desenvolvimento Tecnológico; e a Regional de Produção e

Comercialização de Rondônia foi reconhecida na Faixa Bronze.

Norma ISO 9001:2008

Em setembro/2009, a certificação, realizada por auditores da Bureau Veritas Certification – BVC e BSI Management Systems, foi feita nos processos de aquisição e financeiro

das divisões administrativas da Eletronorte nas unidades regionais do Acre, Amapá, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima,

Tocantins e Tucuruí. A ISO 9001, atualmente na versão 2008, é uma ferramenta de controle de processos que passa por revisões constantes, adotada há vários anos pela Empresa com o objetivo de garantir a qualidade dos serviços

prestados e a melhoria contínua dos processos com foco no cliente.

Bureau Veritas Certification – BVC e BSI Management

Systems

Norma ISO 14001

A Regional de Produção de Tucuruí – CTC, em novembro/09 foi

recertificada na norma ISO 14001. A ISO 14001 é uma norma

internacionalmente aceita que define os requisitos para

estabelecer e operar um Sistema de Gestão Ambiental.

Bureau Veritas Certification – BVC

Prêmio “As empresas mais inovadoras do

Brasil/2009”, na categoria Processo de

Inovação

A Eletronorte é reconhecida entre as 25 empresas mais inovadoras do Brasil. Os critérios de avaliação do prêmio são elaborados com base

nos sete anos de estudos do Fórum de Inovação e nos 16 anos de

experiência do Prêmio Nacional da Qualidade, da FNQ.

O prêmio é fruto da parceria entre a revista Época

Negócios e o Fórum de Inovação da

Fundação Getúlio Vargas (FGV), a

Escola de Administração de



Empresas de São Paulo (Eaesp) e o

Great Place to Work (GPTW), com apoio técnico da Fundação

Nacional de Qualidade (FNQ).

Sétima edição do Certificado Empresa

Cidadã

- A Eletronorte em 22 de setembro/09 foi reconhecida entre as 48 empresas certificadas como Empresa Cidadã. A certificação

mede o grau de investimentos nas áreas sociais e de meio ambiente.

Conselho Regional de Contabilidade do

Estado do Rio de Janeiro – CRC/RJ

Prêmio Nacional de Conservação e Uso Racional de Energia 2009, na Categoria Empresas do Setor

Energético, Modalidade Geração e Transmissão

A Eletronorte foi agraciada em 26 de novembro/09. O prêmio foi

criado para incentivar as ações de eficiência energética que possam melhorar a qualidade de vida e desenvolvimento sustentável do

país.

Ministério de Minas e Energia

As 100 empresas mais inovadoras do Brasil no

uso de Tecnologia da Informação (TI)

A Eletronorte, em nov/09, foi eleita a septuagésima (70ª) entre as 100 mais inovadoras empresas do

Brasil no uso de Tecnologia da Informação (TI) no ano de 2009 em

um ambiente de TI Público e Privado, altamente competitivo

Revista Information Week

Prêmio Nacional de Qualidade de Vida 2009

– Categoria Ação Continuada

No dia 24 de novembro/09, a Eletronorte foi uma das empresas

agraciadas. A categoria “Ação Continuada” é um reconhecimento

às empresas que há pelo menos cinco anos após terem recebido o

PNQV mantêm, em suas organizações, os programas de qualidade de vida com grandes benefícios a seus colaboradores.

Associação Brasileira de

Qualidade de Vida – ABQV.



PREVINORTE

A Previnorte – Fundação de Previdência Complementar é uma entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, patrocinada pela Eletronorte, com o objetivo de instituir planos de benefícios complementares ou assemelhados aos da Previdência Social, acessíveis aos empregados das empresas que patrocinam esses planos.

Além da Eletronorte, na qualidade de Patrocinador-Instituidor, são também patrocinadores da Previnorte a Manaus Energia S.A., a Boa Vista Energia S.A. e a própria Previnorte.





ENCERRAMENTO

O Relatório da Administração da Eletronorte 2009 traz a público, de maneira organizada e clara, os esforços da Empresa na direção da melhoria dos seus padrões de qualidade e de produtividade em benefício do bem-estar, do desenvolvimento e da qualidade de vida da população atendida.

Importante sublinhar, ainda, o reconhecimento aos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal pela contribuição prestada na discussão e encaminhamento das questões de maior interesse da Empresa, como também ao nosso quadro de gerentes e empregados, profissionais incansáveis e dedicados na busca do cumprimento da missão da Eletronorte.

-------------------------------------------------------------------------- JORGE NASSAR PALMEIRA

Diretor – Presidente

--------------------------------------------------------- ADHEMAR PALOCCI

Diretor de Planejamento e Engenharia

--------------------------------------------------------------- ANTONIO MARIA AMORIM BARRA

Diretor Econômico-Financeiro

--------------------------------------------------------------- TITO CARDOSO DE OLIVEIRA NETO

Diretor de Gestão Corporativa

--------------------------------------------------------------- WADY CHARONE JÚNIOR

Diretor de Produção e Comercialização

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16

SCN / Quadra 6, Conj. A, Blocos B e C, Entrada Norte 2 – Asa Norte CEP 70716-901 - Brasília – DF - Tel.: (61) 3429-5151

82

BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO

(valores expressos em milhares de reais)

2008

(reclassificado)

CIRCULANTE

Numerário disponível 6 89.501 1.766 Aplicações financeiras 7 712.832 1.284.728 Consumidores, concessionárias e permissionárias 8 1.298.320 1.062.777 Empréstimos e financiamentos concedidos 9 6.149 254.354 Coligadas e controlada 16 433.397 42.449 Dispêndios a reembolsar 10 195.178 75.776 Devedores diversos 11 83.320 88.931 Outros créditos 12 33.550 25.893 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (837.270) (637.737) Estoque 14 80.713 82.762 Despesas pagas antecipadamente 15 8.294 9.996

2.103.984 2.291.695

NÃO CIRCULANTE

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO Concessionárias e permissionárias 8 4.686 59.083 Empréstimos e financiamentos concedidos 9 21.865 421.911 Controladora 16 12.177 3.520 ICMS a recuperar 17 730.715 622.232 Depósitos judiciais 18 378.393 133.460 Devedores diversos 11 20.527 22.303 Outros créditos 12 968 807 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (751.426) (682.054) Despesas pagas antecipadamente 15 38.712 32.964 Bens destinados a alienação 19 439 419

457.056 614.645 INVESTIMENTOS 20 615.581 391.761 IMOBILIZADO 21 14.765.235 14.593.301 INTANGÍVEL 22 12.321 18.035

15.850.193 15.617.742

TOTAL 17.954.177 17.909.437

nota 2009A T I V O

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


83

BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO (continuação) (valores expressos em milhares de reais)

PASSIVO, PATRIMÔNIO LÍQUIDO E RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO

DE CAPITAL (reclassificado)

CIRCULANTE

Fornecedores 23 480.732 271.294 Folha de pagamento 24 18.611 17.386 Empréstimos e financiamentos 25 416.324 433.762 Encargos de empréstimos e financiamentos 25 13.072 18.593 Taxas regulamentares 26 71.421 89.959 Entidade de previdência complementar 27 4.264 3.902 Tributos e contribuições sociais 28 88.404 81.345 Remuneração aos acionistas 57 288.744 - Participação nos lucros 58 72.185 - Pesquisa e desenvolvimento 29 77.800 69.956 Pré-venda de energia elétrica 30 39.292 37.778 Obrigações estimadas 31 57.052 46.451 Convênios 32 138.920 28.266 Provisões 33 22.319 121.515 Outras contas a pagar 34 68.487 74.560

1.857.627 1.294.767

NÃO CIRCULANTE

Empréstimos e financiamentos 25 3.870.552 8.162.364 Tributos e contribuições sociais 28 - 29.406 Pesquisa e desenvolvimento 29 14.198 28.540 Pré-venda de energia elétrica 30 978.980 1.018.488 Compensações sócioambientais - UHE Tucuruí 21.f 296.756 328.135 Provisões 33 707.567 857.704 Outras contas a pagar 34 1.434 1.368

5.869.487 10.426.005

7.727.114 11.720.772

PATRIMÔNIO LÍQUIDO E RECURSOS DESTINADOSA AUMENTO DE CAPITAL PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 35.1 4.177.205 4.177.205 Reservas de capital 35.3 2.011.460 2.011.460 Reservas de lucros 35.4 15.197 -

6.203.862 6.188.665

RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO DE CAPITAL 35.5 4.023.201 -

10.227.063 6.188.665

TOTAL 17.954.177 17.909.437

nota 2009 2008


�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


84

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)

RECEITA OPERACIONAL Fornecimento de energia elétrica 36 1.039.001 1.376.915 Suprimento de energia elétrica 36 1.963.620 2.016.141 Energia elétrica de curto prazo 36 126.372 211.345 Disponibilização do sistema de transmissão 36 767.537 703.708 Outras receitas operacionais 37 282.785 274.231

4.179.315 4.582.340 DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL ICMS 36 (58.667) (52.144) PASEP (53.932) (57.845) COFINS (248.476) (266.508) ISS (1.023) (885) RGR 38 (96.315) (111.607) CDE 38 (33.937) (37.169) CCC 38 (137.187) (159.455) P & D 38 (34.314) (38.039) PROINFA 38 (81.972) (48.655)

(745.823) (772.307) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.433.492 3.810.033 CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda 39 (239.978) (332.327) Encargos de uso do sistema de transmissão 40 (520.282) (466.255)

(760.260) (798.582) Custo de operação Pessoal (404.209) (434.121) Material (70.189) (47.408) Serviços de terceiros (134.817) (112.453) Combustível para produção de energia elétrica (962.645) (1.142.260) Parcela de combustível subsidiada pela CCC 893.327 1.025.234 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 38 (181.491) (155.768) Depreciação e amortização (603.628) (616.146) Provisões e reversões (213.833) (363.780) Outros custos (26.851) (32.494)

(1.704.336) (1.879.196) Custo do serviço prestado a terceiros 41.d (6.917) (4.986)

(2.471.513) (2.682.764) LUCRO OPERACIONAL BRUTO 961.979 1.127.269 DESPESAS OPERACIONAIS Despesas com vendas 41.a (172.746) (364.600) Despesas gerais e administrativas 41.b (431.791) (436.806) Outras despesas operacionais 41.c 160.963 (91.418)

(443.574) (892.824) RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 518.405 234.445

RESULTADO DO SERVIÇO DE COMUNICAÇÃO MULTIMÍDA 42 9.186 4.827 RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS (31.323) (468.640) RESULTADO FINANCEIRO Rendas 43 94.306 182.200 Acréscimos moratórios 43 65.649 56.985 Variação monetária ativa 43 58.197 60.412 Variação monetária e cambial passiva 43 283.243 (702.399) Encargos de empréstimos e financiamentos 43 (1.263.696) (1.100.631) Outras receitas e despesas financeiras 43 46.933 (4.531)

(715.368) (1.507.964) OUTRAS (DESPESAS) RECEITAS 44 582.481 (687.226)

LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 363.381 (2.424.558) Imposto de Renda a compensar 45.3 12.745 - LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DAS PARTICIPAÇÕES 376.126 (2.424.558) Participação nos lucros 58 (72.185) - LUCRO LÍQUIDO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 303.941 (2.424.558) Lucro (prejuízo) por ação - R$ 3,69 (29,44)

nota 2009 2008


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DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO E DOS RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO DE CAPITAL

EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)

RECURSOSDESTINADOSA AUMENTODE CAPITAL

Saldo em 31 de dezembro de 2007 2.843.235 4.440.201 - - 7.283.436 1.333.970 8.617.406

Ajustes iniciais decorrentes da Lei nº 11.638/2007 - - - (4.183) (4.183) - (4.183)

Integralização de capital - AGE de 28/05/2008 120.647 - - - 120.647 (120.647) -

Integralização de capital - AGE de 11/12/2008 1.213.323 - - - 1.213.323 (1.213.323) -

Prejuízo do exercício - - - (2.424.558) (2.424.558) - (2.424.558)

Absorção de prejuízo + ajustes - (2.428.741) - 2.428.741 - - -

Saldo em 31 de dezembro de 2008 4.177.205 2.011.460 - - 6.188.665 - 6.188.665

Recursos destinados a aumento de capital (nota 35.5) - - - - - 4.023.201 4.023.201

Lucro líquido do exercício - - - 303.941 303.941 - 303.941

Destinação do lucro líquido :

Constituição de reserva legal (notas 35.4 e 57) - - 15.197 (15.197) - - -

Dividendos propostos (nota 57) - - - (288.744) (288.744) - (288.744)

Saldo em 31 de dezembro de 2009 4.177.205 2.011.460 15.197 - 6.203.862 4.023.201 10.227.063

LUCRO / PREJUÍZOS

ACUMULADOS TOTAL

CAPITAL SOCIAL

RESERVAS DE CAPITAL

SUBTOTAL RESERVAS DE

LUCROS


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DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)

ATIVIDADES OPERACIONAIS Lucro(Prejuizo) antes do Imposto de Renda 363.381 (2.424.558)

Ajustes para reconciliar o lucro (prejuízo) com o caixa gerado pelas operações Depreciação e amortização 46 618.467 631.883 Acréscimos moratórios 43 (65.649) (56.985) Variação monetária ativa 43 (58.197) (60.412) Variação monetária e cambial passiva 43 (283.243) 702.399 Encargos de empréstimos e financiamentos 43 1.263.696 1.100.631 Encargos de empréstimos e financiamentos concedidos 43 (3.785) (53.080) Resultado de participações societárias 20 31.323 468.640 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 286.938 659.406 Provisões passivas 33 (149.768) 120.389 Baixa de ativo imobilizado 262.317 34.843 Baixa de ativo diferido - 6.360 (Reversão)Provisão Redução ao valor recuperável de ativos (598.269) 649.252

1.667.211 1.778.768

(Acréscimos) decréscimos nos ativos operacionais Consumidores, concessionárias e permissionárias (115.497) (78.169) Coligadas, controlada e controladora (399.606) (38.673) Créditos tributários (80.601) (49.107) Devedores diversos (19.227) (3.392) Estoque 2.049 (11.147) Despesas pagas antecipadamente (4.046) 962 Outros (123.867) (235.850)

(740.795) (415.376)

Acréscimos (decréscimos) nos passivos operacionais Fornecedores 209.438 309.558 Folha de pagamento 1.225 2.200 Taxas regulamentares (18.538) (6.543) Entidade de previdência complementar 362 (10.621) Tributos e contribuições sociais (22.347) (19.317) Pesquisa e desenvolvimento (6.498) 19.353 Pré-venda de energia elétrica 30 (37.994) (35.687) Obrigações estimadas 10.601 9.175 Outros 3.368 (228.557)

139.617 39.561

Caixa proveniente das atividades operacionais 1.066.033 1.402.953

Pagamento de encargos de empréstimos e financiamentos (437.312) (420.778) Recebimento de encargos de empréstimos e financiamentos 3.889 20.732 Depósitos judiciais (205.721) (20.124)

(639.144) (420.170)

Caixa líquido das atividades operacionais 426.889 982.783

ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e financiamentos obtidos 41.766 - Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal (870.601) (238.012) Caixa líquido das atividades de financiamento (828.835) (238.012)

ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Concessão de empréstimos e financiamentos - (225.147) Recebimento de empréstimos e financiamentos concedidos 653.780 123.449 Aquisição de ativo imobilizado (480.851) (347.703) Participações societárias (259.508) (108.068) Recebimento remuneração de participações societárias 4.364 5.215 Ajuste recebimento de remuneração de exerícios anteriores - (4.184) Caixa líquido das atividades de investimento (82.215) (556.438)

Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa (484.161) 188.333

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 1.286.494 1.098.161 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 802.333 1.286.494 Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa 484.161 (188.333)

2009 2008nota


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DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS

EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)

2009 2008

GERAÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Receitas de vendas de energia e serviços 36-37-42 4.189.121 4.587.167 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (286.938) (659.406)

3.902.183 3.927.761 INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS

Energia elétrica comprada para revenda 46 (239.978) (332.327) Encargos de uso do sistema de transmissão 46 (520.282) (466.255) Material 46 (77.327) (52.930) Serviços de terceiros 46 (207.896) (173.181) Combustível para produção de energia elétrica 46 (69.318) (117.026) Seguros (21.946) (23.610) Outros insumos (11.673) (29.067)

(1.148.420) (1.194.396)

VALOR ADICIONADO BRUTO 2.753.763 2.733.365

RETENÇÕES

Depreciação e amortização 46 (618.467) (631.883) Provisões e reversões 33 149.768 (120.389) Provisão e reversão (impairment) 44 598.269 (649.253)

129.570 (1.401.525)

VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 2.883.333 1.331.840

VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA

Resultado de participações societárias (31.323) (468.640) Receitas financeiras 43 265.085 299.653

233.762 (168.987)

VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 3.117.095 1.162.853

DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO

Remuneração do trabalho 611.183 651.298 Participação nos lucros 58 72.185 - Governos (impostos e contribuições) 1.105.748 1.079.483 Encargos financeiros e variação monetária 43 980.453 1.804.900 Aluguéis 43.585 51.730 Remuneração aos acionistas 57 288.744 - Lucros retidos (Reserva Legal) 35.4 15.197 - TOTAL 3.117.095 3.587.411

PREJUIZO DO EXERCÍCIO - (2.424.558)

TOTAL 3.117.095 1.162.853

nota


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NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 2008

NOTA 1 - CONTEXTO OPERACIONAL

A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte (“Companhia”) é uma sociedade de economia mista, de capital fechado, fundada em junho de 1973, concessionária de serviços públicos de energia elétrica, controlada pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, com sede em Brasília – DF, à SCN Quadra 06 – Conj. A – Blocos B e C, Entrada norte 2, Asa Norte, CEP: 70.716-901, com atuação nos Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. A partir do exercício de 2003, com a liberação gradual dos seus contratos de suprimento – contratos iniciais – à razão de 25% ao ano, conforme estabelece a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, a Companhia passou a atender às demais regiões do país.

Estatutariamente a Companhia tem por objeto social, dentre outras atividades: a) realizar estudos, projetos, construção, operação e manutenção de usinas geradoras, subestações, linhas de transmissão e sistemas de telecomunicações associados, distribuição e comercialização de energia elétrica e de transmissão de dados, voz e imagens, podendo para tanto importar e exportar energia elétrica, bem como celebrar atos de comércio decorrentes dessas atividades; b) participar de pesquisas de interesse do setor energético ligadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como de estudos de aproveitamento de reservatório para fins múltiplos; c) prestar serviços de laboratório, operação e manutenção de sistemas de geração e transmissão de energia elétrica, apoio técnico, operacional e administrativo às empresas prestadoras do serviço público de energia elétrica; d) participar de associações ou organizações de caráter técnico-científico e empresarial de âmbito regional, nacional ou internacional, de interesse para o setor de energia elétrica; e) associar-se, com ou sem aporte de recursos, para constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, que se destinem à exploração da produção ou transmissão de energia elétrica, sob regime de concessão ou autorização, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel.

Em 11 de novembro de 2003, a Agência Nacional de Telecomunicações - Anatel autorizou a Eletronorte a explorar os serviços de comunicação multimídia, conforme termo PVST/SPF nº 148/2003 – Anatel, assinado entre a Agência Reguladora e a Companhia. As receitas daí decorrentes estão sendo tratadas como não vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (nota 42).

A quase totalidade da receita da Companhia é proveniente da venda/suprimento de energia elétrica e da disponibilidade do seu sistema de transmissão. Essas operações estão suportadas por contratos de compra e venda de energia elétrica e da disponibilização do sistema de transmissão, assim como pelas operações realizadas no curto prazo, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (nota 36).

As operações da Companhia com a geração de energia elétrica contam com 4 usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.694,00 MW e 7 usinas termelétricas, com capacidade de 599,26 MW, perfazendo uma capacidade instalada de 9.293,26 MW. As concessões e autorizações detidas pela Companhia estão relacionadas na nota 2.

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A comercialização de energia elétrica se dá por meio de contratos firmados com as concessionárias de distribuição, dos contratos de reserva de potência e fornecimento de energia elétrica, firmados com consumidores industriais, diretamente atendidos pela Companhia, de contratos oriundos de leilões de energia realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e de leilões de compra e venda de energia elétrica, realizados por comercializadores ou consumidores livres. As eventuais diferenças entre a energia gerada e a vendida, na forma dos contratos descritos, são comercializadas por intermédio do mercado de curto prazo, no âmbito da CCEE.

A transmissão de energia é efetuada por um sistema composto de 9.145,48 Km de linhas de transmissão, 42 subestações no Sistema Interligado Nacional – SIN, 695,89 Km de linhas de transmissão, 10 subestações no sistema isolado, perfazendo um total de 9.841,37 Km de linhas de transmissão e 52 subestações.

A Companhia celebrou Contrato de Concessão da Transmissão, nº 058/2001 - Aneel, ficando assegurado o direito de receber a Receita Anual Permitida - RAP, estabelecida na Resolução nº 167, de 31 de maio de 2000. Essa receita passou a sofrer reajuste anual e revisão a cada 4 anos.

A Companhia também aufere receitas adicionais provenientes de contratos bilaterais, relativos às instalações de conexão e demais instalações de transmissão, homologados pela Aneel.

A RAP foi estabelecida no ano 2000, com a edição das Resoluções nº 166 e 167, de 31 de maio de 2000, quando foram definidas a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, as empresas detentoras dos ativos e as respectivas remunerações, celebrando-se os Contratos de Concessão da Transmissão.

A RAP é constituída das seguintes parcelas: (i) RBSE – Receitas das Instalações de Transmissão Existentes até 2000; (ii) RBNI – Receitas das Novas Instalações autorizadas a partir de 2000; (iii) RPC – Receitas das Demais Instalações de Transmissão e das Instalações de Conexão antes de 2000; e (iv) RCDM – Receitas das Demais Instalações de Transmissão e de Conexão de Empreendimentos Autorizados após o ano de 2000.

As parcelas RBNI e RCDM, que correspondem às instalações autorizadas pela Aneel a partir de 2000 (novas instalações), mediante ato específico, têm direito a uma receita anual permitida inicial, cujo valor permanece fixo, sendo apenas reajustado anualmente, até a revisão tarifária subsequente, quando então a receita deve ser reposicionada a partir da avaliação da base de remuneração e dos custos operacionais eficientes.

A RAP, por ser constituída de várias parcelas, conforme a classificação dos ativos, tem um mix de perfil de pagamento, dividido em plano constante e em degrau. O plano em degrau tem redução de 50% a partir do 16º ano da concessão.

A RBSE possui um perfil de remuneração constante que vigora até o final da Concessão, em 2015. A atualização é anual, pelo IGP-M, e homologada por meio de ato específico da Aneel.

O perfil de remuneração da RBNI, até 2006, corresponde a uma RAP teto fixada pelo Órgão Regulador do Serviço Público de Energia Elétrica, sendo essa RAP concedida para os primeiros quinze anos da concessão, com uma redução de 50% para os últimos quinze anos da Concessão.

A razão para o estabelecimento de uma receita integral nos primeiros quinze anos se deve ao fato

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de que o fluxo de caixa é fortemente impactado nos primeiros anos de um projeto. O perfil degrau

de remuneração (15 anos, 100%; e 15 anos, 50%) é necessário para cobrir os custos de financiamento vinculados à implantação do projeto.

A partir de 2007, a Aneel retornou ao perfil plano de pagamento para os empreendimentos leiloados e autorizados.

Na Eletronorte existem alguns empreendimentos autorizados antes de 2007, com o perfil em degrau, cujas parcelas de receitas autorizadas estão na ordem de R$ 117.212 mil, que sofrerão redução a partir do 16º ano do início da autorização.

O processo da primeira revisão tarifária das transmissoras, que consta dos contratos de concessão celebrados pelas concessionárias de transmissão relacionadas na Resolução nº 166/2000, foi concluído no ciclo tarifário 2006-2007, tendo seus resultados homologados em 1º de julho de 2007, sendo os efeitos retroativos a 1º de julho de 2005, conforme prevê a cláusula contratual.

A partir de março de 1999, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS assumiu o controle e a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. Dessa forma, as usinas e a rede básica, integrantes do Sistema Nacional de Transmissão da Companhia, estão sob a coordenação operacional, supervisão e controle daquele Órgão. É o ONS que define o montante e a origem da geração necessária para atender aos requisitos energéticos do País de forma otimizada, levando em conta as necessidades do mercado, as disponibilidades hídricas e de máquinas, bem como o custo da geração e a viabilidade de transmissão dessa energia, por intermédio de um complexo sistema que interliga as diferentes regiões.

A Companhia detém o controle acionário da subsidiária integral Boa Vista Energia S.A. e a participação societária em diversas sociedades (nota 20).

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NOTA 2 - CONCESSÕES

A Companhia detém as seguintes concessões e autorizações junto ao Poder Concedente:

Item Empreendimento Documento de Autorização ou ConcessãoPrazo de

ConcessãoMunicípio

Potência Instalada

(MW)

1 UHE - TucuruíDecreto n° 74.279, de 11.07.1974; Contrato de Conce ssão de Geração n° 007/2004 - ANEEL (Termo Aditivo n° 01, de 07.04.200 5 e Termo Aditivo n° 02, de 10.04.2006)

11.07.2024 Tucuruí - PA 8.370,00

2 UHE - Curuá-UnaResolução Autorizativa n° 345, de 18.10.2005; Contr ato de Concessão de Geração nº 007/2004 (Termo Aditivo nº 02, de 10.04.2006)

27.07.2028 Santarém - PA 30,30

3 UHE - Samuel Decreto n° 83.975, de 14.09.1979; Desp acho DNAEE, de 02.07.1981 14.09.2009 (**)Candeias do Jamari -

RO 216,75

4 UHE - Coaracy NunesPortaria n° 038, de 13.02.1992 (Decreto nº 35.701, de 23.06.1954); Portaria MME n° 179, de 25.06.1997; Depacho n° 776, de 22.09 .2004; Despacho n° 1.635, de 24.07.2006

08.07.2015 Ferreira Gomes - AP 76,95

5 UTE - Rio MadeiraPortaria MME n° 1.130, de 08.09.1988; Despacho Anee l n° 722, de 13.11.2002

Indeterminado Porto Velho - RO 119,35

6 UTE - Rio AcrePortaria DNAEE n° 235, de 21.10.1988; Portaria DNAE E n° 606, de 31.08.1994; Despacho SCG/ANEEL nº 1.971/2008, de 16.05.2008

Indeterminado Rio Branco - AC 45,49

7 UTE - Rio Branco IPortaria DNAEE n°156, de 06.07.1990; Portaria MME n ° 194, de 12.06.1995; Despacho ANEEL n° 1.063, de 31.12.2001


8 UTE - Rio Branco IIPortaria DNAEE n°156, de 06.07.1990; Portaria MME n ° 193, de 12.06.1995; Despacho ANEEL n° 1.063, de 31.12.2001


9 UTE - SantanaPortaria MME n° 414, de 02.12.1994; Resolução Aneel n° 10, de 13.01.2000; Resolução Autorizativa n° 375, de 10.11.2004; Despa cho SCG/Aneel n° 2062, de 08.12.2005

Indeterminado Santana - AP 178,10

10 UTE - Electron Portaria DNAEE n° 156, de 06.07.199 0 Indeterminado Manaus - AM 120,00

11UTE - Senador Arnon

Afonso Farias de Mello (antiga UTE Floresta)

Resolução Autorizativa nº 1.018, de 21.08.2007; Resolução Autorizativa n° 345, de 18.10.2005

Indeterminado Boa Vista - RR 85,92

12Transmissão Rede

BásicaPortaria MME n° 185, de 06.06.2001 07.07.2015

13LT 230 kV - SE São Luís

II / São Luís IIIContrato de Concessão nº 007/2008-ANEEL de 17.03.2008 17.03.2038 São Luís - MA

14LT 230 kV - SE Ribeiro Gonçalves / SE Balsas

Contrato de Concessão nº 001/2009-ANEEL de 28.01.2009 28.01.2039 Piauí / Maranhão

15LT 500 kV - LT

Presidente Dutra-São Luís II / SE Miranda II

Contrato de Concessão nº 002/2009-ANEEL de 28.01.2009 28.01.2039 Maranhão

9.293,26

RELAÇÃO DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DA ELETRONORTE (*)

TOTAL

(*) Informações não auditadas. (**) Conforme Portaria nº 89, de 11 de março de 2010, a concessão da UHE Samuel foi prorrogada por mais vinte anos. Tal prorrogação ainda depende de assinatura do contrato de concessão entre a Eletronorte e a Aneel.

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NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

As Demonstrações Contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, as quais incluem as disposições da Lei das Sociedades por Ações, conjugada com a legislação específica aplicada às concessionárias do serviço público de energia elétrica, editada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel e demais regulamentações da CVM.

Conforme facultado pela Deliberação CVM nº 565, de 17 de dezembro de 2008, que aprova o Pronunciamento Técnico CPC 13, a partir do exercício de 2008 a Companhia passou a adotar a Lei nº 11.638/2007 e Medida Provisória nº 449/2008, convertida na Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009.

Os efeitos no patrimônio liquido de 31 de dezembro de 2008 decorrentes da adoção inicial das Leis nºs 11.638/2007 e 11.941/2009 estão demonstrados a seguir:

R$ mil2008

Saldo conforme prática contábil anterior – Lei nº 6.404/1976 6.192.849

Ajustes:

- Gastos diferidos (4.491)

- Controlada e coligadas avaliadas por equivalência patrimonial 307

Saldo conforme prática contábil atual-Leis nºs 11.638/2007 e 11.941/2009 6.188.665

O Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC emitiu e a CVM aprovou, ao longo do exercício de 2009, diversos pronunciamentos contábeis alinhados às Normas Internacionais de Contabilidade (IFRS), emitidas pelo IASB – International Accounting Standards Board, com vigência para os exercícios sociais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2010, com aplicação retroativa a 2009 para fins de comparabilidade às Demonstrações Contábeis de 2010.

A Companhia efetuou avaliação dos pronunciamentos técnicos já emitidos e concluiu que à exceção da Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão, os demais pronunciamentos não terão impacto relevante em suas Demonstrações Contábeis.

A Interpretação Técnica ICPC 01 estabelece os princípios gerais sobre o reconhecimento e a mensuração das obrigações e os respectivos direitos dos contratos de concessão. De acordo com o ICPC 01 a remuneração recebida ou a receber pelo concessionário deve ser registrada pelo seu valor justo, correspondendo a direitos sobre um ativo financeiro e/ou um ativo intangível, para os segmentos de Transmissão e de Distribuição.

Considerando a extensão da complexidade das alterações requeridas pela referida interpretação técnica, a Companhia está avaliando os seus reflexos nas suas Demonstrações Contábeis, ao tempo em que acompanha as discussões e debates no mercado, em especial nos órgãos e associações da classe contábil e junto aos reguladores, que possivelmente se manifestarão sobre aspectos para aplicação da referida instrução técnica.

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Nesse momento, até que haja um maior esclarecimento sobre a aplicação prática da referida instrução técnica, a Companhia entende que não é possível avaliar e quantificar com razoável segurança os eventuais efeitos nas Demonstrações Contábeis.

Para fins de comparabilidade com o exercício atual, o Balanço Patrimonial do exercício anterior foi reclassificado conforme demonstrativo:

reclassificado publicado

ATIVO CIRCULANTE Encargos de empréstimos e financiamentos - 104 Empréstimos e financiamentos concedidos 254.354 254.250 Coligadas e controlada 42.449 - Dispêndios a reembolsar 75.776 - Outros créditos 25.893 101.669

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO Controladora 3.520 45.969 Depósitos judiciais 133.460 67.220 Devedores diversos 22.303 - Outros créditos 807 22.956

PASSIVO CIRCULANTE Provisões (121.515) (912.825) Convênios (28.266) - Outras contas a pagar (74.560) (102.826)

NÃO CIRCULANTE Compensações socioambientais - UHE Tucuruí (328.135) (300.590) Provisões (857.704) - Outras contas a pagar (1.368) (28.913)

TOTAL (852.986) (852.986)

R$ mil2008

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NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

A escrituração contábil da Companhia segue o padrão definido pelo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, instituído pela Resolução n° 444, de 26 de outubro de 2001, da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, que permite a segregação das despesas e receitas por atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização e não vinculadas (nota 47).

As principais práticas contábeis adotadas na elaboração das Demonstrações Contábeis estão abaixo descritas:

4.1 - Práticas contábeis gerais

a) Numerário disponível

Inclui o caixa e os depósitos bancários à vista (nota 6).

b) Aplicações financeiras

São investimentos temporários de alta liquidez, com vencimento imediato. Estão demonstradas ao custo, acrescidas das remunerações contratadas, reconhecidas, proporcionalmente, até a data das Demonstrações Contábeis (nota 7).

c) Atualizações monetárias de direitos e obrigações

Os ativos são demonstrados por seu valor de realização e os passivos pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos de encargos incorridos, quando aplicável.

Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes, em função de variação monetária e cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até 31 de dezembro de 2009. Os passivos em moeda estrangeira são convertidos para Reais em função da taxa de câmbio reportada pelo Banco Central do Brasil na data base das demonstrações contábeis.

O efeito líquido dessas atualizações está refletido no resultado do exercício.

d) Provisão para créditos de liquidação duvidosa

Foi calculada com base na análise de riscos dos créditos, que contempla o histórico de perdas, a situação individual dos clientes e está constituída por montante considerado suficiente pela Administração para cobrir eventuais perdas que possam vir a ocorrer na realização de créditos da Companhia (nota 13).

e) Ativos e passivos contingentes

Os ativos contingentes não são reconhecidos contabilmente, exceto quando a Administração possui total controle da situação, ou quando existem garantias legais ou decisões judiciais favoráveis sobre as quais não cabem mais recursos.

Os passivos contingentes são reconhecidos quando um evento passado gerou uma obrigação futura, com probabilidade de saída de recursos e seu valor pode ser estimado com segurança,

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levando em conta a opinião dos consultores jurídicos, a natureza das ações, similaridade com processos anteriores, complexidade e posicionamento de tribunais, sempre que a perda for avaliada como provável e quando os montantes envolvidos forem mensuráveis com suficiente segurança.

Dessa forma, o valor constituído como provisão é a melhor estimativa de liquidação de uma provável obrigação na data das Demonstrações Contábeis, levando em consideração os riscos e incertezas relacionadas. Os passivos contingentes classificados como perdas possíveis não são reconhecidos contabilmente, sendo apenas divulgados em nota explicativa e os classificados como remotos não requerem provisão nem divulgação.

f) Estoque

Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante, estão registrados ao custo médio de aquisição, que não excede o valor de mercado (nota 14). Os materiais destinados à construção estão classificados no ativo não circulante/imobilizado, pelo custo de aquisição (nota 21).

g) Depósitos judiciais

Representam recursos comprometidos em garantia de processos judiciais e estão registrados pelo valor original dos depósitos e acrescidos da Taxa Referencial de Juros – TR mais 0,5% a.a. de juros (nota 18).

h) Investimentos em controlada e coligadas

Custo e/ou valor patrimonial

Os investimentos em sociedades controlada e coligadas são registrados e avaliados pelo método de equivalência patrimonial, reconhecido no resultado do exercício como despesa (ou receita) operacional. Para efeito do cálculo da equivalência patrimonial, ganhos e perdas nas transações entre a Companhia e sua controlada e coligadas são eliminados na medida da participação da Companhia, a menos que a transação forneça evidências de perda permanente (impairment) do ativo transferido.

Quando necessário, as práticas contábeis da controlada e coligadas são alteradas para garantir consistência com as práticas adotadas pela Companhia.

i) Compensações sócioambientais

Os gastos previstos por conta de compensações sócioambientais, decorrentes da construção da segunda etapa da Usina Hidrelétrica de Tucuruí, foram provisionados no custo da obra – reservatório (nota 21.f).

j) Intangível

Programas de computador (softwares)

Licenças adquiridas de programas de computador (softwares) são capitalizadas e amortizadas ao longo de sua vida útil estimada.

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Os gastos associados ao desenvolvimento ou à manutenção de softwares são reconhecidos como despesas na medida em que são incorridos. Os gastos diretamente associados ao desenvolvimento de softwares identificáveis e únicos, controlados pela Companhia e que, provavelmente, gerarão benefícios econômicos maiores que os custos por mais de um ano, são reconhecidos como ativos intangíveis. Os gastos diretos incluem a remuneração dos funcionários da equipe de desenvolvimento de softwares e a parte adequada das despesas gerais relacionadas (nota 22).

k) Avaliação do valor recuperável de ativos

A Administração da Companhia avalia em bases periódicas, ou sempre que alguma circunstância assim determina, a recuperabilidade dos ativos de longa duração, principalmente o imobilizado mantido e utilizado nas suas operações, com o objetivo de identificar eventuais deteriorações desses ativos ou grupos de ativos, que levem a sua não recuperação plena.

São identificadas as circunstâncias que possam exigir a avaliação da recuperabilidade dos ativos e determinados o tamanho de eventuais perdas. Quando não é possível, ou quando impraticável, estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, a Companhia calcula o montante estimado da recuperação da unidade geradora de caixa a qual pertence o ativo.

Na avaliação do valor justo, são utilizados fluxos de caixa futuros estimados, descontados a valor presente por taxa de desconto que reflete uma avaliação de mercado corrente no tempo, valor do dinheiro e riscos específicos relacionados ao ativo ou grupo de ativos.

Caso o montante do valor recuperável de um ativo, ou unidade geradora de caixa, for menor que o valor contábil, este será reduzido ao seu provável valor de recuperação. A perda correspondente à não recuperabilidade do ativo ou unidade geradora de caixa (impairment) é reconhecida no resultado do exercício.

Valor recuperável do ativo ou unidade geradora de caixa pode ser revisto e, caso aumente no futuro, a provisão para perdas na recuperabilidade de ativos reconhecida no passado é revertida, totalmente ou parcialmente, com efeito no resultado do exercício, para ajustar o ativo ao seu provável valor de recuperação, limitado ao valor contábil original do ativo ou unidade geradora de caixa.

Em atendimento aos requisitos emanados pela Deliberação CVM nº 527, de 1º de novembro de 2007, que aprova o Pronunciamento Técnico CPC 01 – Redução ao Valor Recuperável de Ativos, a Companhia realizou os testes necessários a fim de verificar a recuperabilidade de seus ativos, tendo sido apontado a necessidade de reverter totalmente o impairment realizado no exercício de 2008, relativamente à UHE Samuel (nota 44).

l) Pré-venda de energia elétrica

Os valores antecipados pelo cliente Alumínio Brasileiro S.A. – Albrás, por conta de contrato de fornecimento de energia elétrica de longo prazo, foram registrados, parte no passivo circulante e parte no passivo não circulante (nota 30).

m) Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido

O Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - IRPJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL, de que trata a Lei n° 9.249/1995, são calculados pelo regime de apuração do lucro real anual,

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aplicando-se alíquota de 15% e adicional de 10% sobre o lucro tributável, para o IRPJ, e 9% sobre o lucro tributável para a CSLL e consideram, ainda, a compensação de prejuízos fiscais e bases de cálculo negativas de contribuição social, limitada a 30% do lucro real (nota 45). n) Benefícios pós emprego

Os benefícios concedidos a empregados, incluindo plano de aposentadoria e de pensão, são reconhecidos nos termos da Deliberação CVM nº 371/2000 (nota 27).

A Companhia oferece outras vantagens a seus empregados, das quais se identificam duas geradoras de obrigações pós emprego: o programa de assistência médica vitalícia a empregados aposentados por invalidez e seus dependentes e a apólice de seguro de vida em grupo estendida à adesão de aposentados (nota 27.2).

o) Apuração do resultado

O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência dos exercícios.

p) Participações dos empregados nos lucros ou resultados

A participação dos empregados nos lucros ou resultados ocorre com base em acordos coletivos de trabalho, firmados com entidades sindicais representativas dos empregados, nos termos da legislação específica em vigor.

Considerando que a Companhia apresentou lucro no exercício de 2009 e, de acordo com o seu Estatuto e acordos coletivos com entidades sindicais, foi constituída provisão para a participação nos lucros aos empregados e dirigentes.

q) Receitas e despesas financeiras

Compostas principalmente por juros e variações monetárias e cambiais, decorrentes de aplicações financeiras, empréstimos e financiamentos concedidos e obtidos, créditos junto a consumidores, concessionárias e permissionárias, operações com instrumentos financeiros, etc (nota 43).

r) Conversão de moeda estrangeira

As transações em moeda estrangeira são convertidas para reais usando-se as taxas de câmbio em vigor nas datas das transações. Os saldos das contas do Balanço Patrimonial são convertidos pela taxa cambial de 31 de dezembro. Ganhos e perdas cambiais resultantes da liquidação dessas transações e da conversão de ativos e passivos monetários denominados em moeda estrangeira são reconhecidos na demonstração do resultado.

s) Lucro (prejuízo) por ação

Calculado com base no número de ações representativas do capital social integralizado na data do Balanço Patrimonial (31 de dezembro).

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t) Distribuição de lucro

As Demonstrações Contábeis refletem a proposta da Administração para destinação do lucro do exercício, partindo do pressuposto de sua aprovação pela Assembleia Geral Ordinária – AGO.

u) Instrumentos financeiros

� Classificação e mensuração

A Companhia classifica seus ativos financeiros sob as seguintes categorias: mensurados ao valor justo por meio do resultado e empréstimos e recebíveis. A classificação depende da finalidade para a qual os ativos financeiros foram adquiridos. A Administração determina a classificação de seus ativos financeiros no reconhecimento inicial.

� Ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado

Os ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado são ativos financeiros mantidos para negociação ativa e frequente. Os ativos dessa categoria são classificados como ativos circulantes. Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor justo de ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado são apresentados na demonstração do resultado em "Resultado financeiro" no período em que ocorrem.

� Empréstimos concedidos e recebíveis

Incluem-se nessa categoria os empréstimos concedidos e os recebíveis que são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. São incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data do Balanço que são classificados como ativos não circulantes. Os empréstimos concedidos e recebíveis da Companhia compreendem os empréstimos à controlada e contas a receber de clientes, exceto os investimentos de curto prazo. Os empréstimos e recebíveis são contabilizados pelo custo amortizado, usando o método da taxa de juros efetiva.

v) Provisões passivas

As provisões passivas são reconhecidas quando a Companhia tem uma provável obrigação presente, legal ou não formalizada, como resultado de eventos passados e é provável que uma saída de recursos seja necessária para liquidar a obrigação, e uma estimativa confiável do valor possa ser feita.

w) Empréstimos e financiamentos

Os empréstimos e financiamentos tomados são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, no recebimento dos recursos, líquidos dos custos de transação. Em seguida, os empréstimos e financiamentos tomados são apresentados pelo custo amortizado, isto é, acrescidos de encargos e juros proporcionais ao período incorrido (pro rata temporis).

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4.2 - Práticas contábeis regulamentadas

a) Consumidores, concessionárias e permissionárias

São registrados pelos valores faturados provenientes do fornecimento e suprimento de energia elétrica - inclusive aqueles decorrentes da energia comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, da disponibilização da rede elétrica do sistema interligado aos consumidores, concessionárias e permissionárias, até 31 de dezembro, contabilizados com base no regime de competência. Inclui, também, acréscimos moratórios derivados de atrasos de pagamentos por parte de consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 8).

Os faturamentos são normalmente liquidados em um período de até 35 (trinta e cinco) dias, motivo pelo qual os valores contábeis representam substancialmente os valores justos na data de encerramento do Balanço.

b) Imobilizado

Registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995. As adições, a partir desta data, estão contabilizadas ao custo (nota 21).

A depreciação é calculada pelo método linear, debitada parte ao resultado do exercício e parte ao custo das ordens em curso, em função da utilização dos bens, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994, complementada pela Resolução Aneel nº. 015, de 29 de dezembro de 1997, as taxas anuais constantes da tabela anexa à Resolução Aneel nº 02, de 24 de dezembro de 1997, e nº 44, de 17 de março de 1999 (nota 21.d).

Por ter seus bens vinculados à concessão do serviço público de energia elétrica, a Companhia segue a estimativa de vida útil econômica estipulada pela Aneel.

Em função do disposto nos itens 4 e 11 da instrução contábil 6.3.10, do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, instituído pela Resolução Aneel nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, as variações monetárias e os demais encargos financeiros incidentes sobre o capital de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, até 31 de dezembro de 2008, estão registrados nesse subgrupo como custo. O mesmo procedimento foi adotado, até 30 de novembro de 1999, para os juros sobre o capital próprio que financiou as obras em andamento, conforme previsto na legislação específica do Serviço Público de Energia Elétrica.

Parte dos gastos da administração central é apropriada às imobilizações em curso. Essa apropriação é feita mensalmente e está limitada a 10% dos gastos diretos com pessoal e serviços de terceiros registrados nas obras em andamento (nota 21.g). Este procedimento prevaleceu somente até 31 de dezembro de 2009.

Em atendimento à instrução contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, as obrigações vinculadas à concessão, registradas em grupo específico do passivo não circulante, representadas pelos valores recebidos da União Federal e de consumidores (atualizadas monetariamente até 31 de dezembro de 1995), estão apresentadas como dedução do ativo

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imobilizado, dadas às suas características de aporte financeiro com fins específicos de financiamento de obras. Até a presente data esses valores não sofreram qualquer tipo de amortização (nota 21.j).

c) Estudos de viabilidade

Os gastos com estudos de viabilidade de empreendimentos são reconhecidos inicialmente no resultado do exercício até que se tenha a certeza de que os mesmos irão compor o custo do empreendimento (caso a Companhia ganhe o processo licitatório) ou se converta num crédito junto ao ganhador do processo licitatório, após auditoria e autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, quando passam a ser tratados como recuperação de despesas.

d) Resultado

As contas de resultado são escrituradas com base nas orientações contidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, que prevê a segregação das despesas e receitas por atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização, permitindo a apuração do resultado por esses segmentos (nota 47).

e) Registro das operações realizadas no âmbito do Mercado de Curto Prazo - CCEE

As operações com energia elétrica são registradas pelo regime de competência, de acordo com as informações divulgadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia de curto prazo. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela própria Companhia (notas 36 e 39).

4.3 – Normas e interpretações técnicas não adotadas neste exercício

As normas e interpretações de normas relacionadas a seguir, foram publicadas e são obrigatórias 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 Contábeis da Companhia de forma mais relevante. Nos termos dessas novas normas, as cifras do exercício de 2009, aqui apresentadas, deverão ser reapresentadas para fins de comparação.

A Companhia não adotou antecipadamente essas normas no exercício findo em 31 de dezembro de 2009.

a) Pronunciamentos

CPC 17 - Contratos de construção

CPC 18 - Investimentos em coligadas

CPC 19 - Participação em empreendimento controlado em conjunto

CPC 20 - Custos de empréstimos

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CPC 21 - Demonstração intermediária

CPC 22 - Informação por segmento

CPC 23 - Políticas contábeis, mudança de estimativa e retificação de erros

CPC 24 - Eventos subsequentes

CPC 25 - Provisões, passivos e ativos contingentes

CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis

CPC 27 - Ativo imobilizado

CPC 30 - Receitas

CPC 31 - Ativo não circulante mantido para venda e operação descontinuada

CPC 32 - Tributos sobre o lucro

CPC 33 - Benefícios a empregados

CPC 35 - Demonstrações separadas

CPC 36 - Demonstrações consolidadas

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

b) Interpretações

ICPC 01 - Contratos de concessão

ICPC 09 - Demonstrações contábeis individuais, separadas, consolidadas e aplicação do método de equivalência patrimonial ICPC 11 - Recebimento em transferência de ativos de clientes

ICPC 12 - Mudanças em passivos por desativação, restauração e outros passivos similares

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NOTA 5 - POLÍTICA COM RELAÇÃO AOS AUDITORES INDEPENDENTES

A Eletrobrás contratou a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, como única empresa de auditoria independente, para prestação de serviços técnicos especializados de auditoria em suas Demonstrações Contábeis e de suas controladas, para os exercícios de 2009 a 2013, devendo ser ressaltado que não existe qualquer outro contrato de prestação de serviços firmado com a referida empresa.

A Companhia tem como princípio norteador, a não contratação de outros serviços junto à empresa contratada, de forma que seja preservada a sua inalienável condição de independência.

A BDO Trevisan Auditores Independentes foi a auditoria independente contratada nos quatro exercícios anteriores, para prestação de serviços técnicos especializados de auditoria sobre as Demonstrações Contábeis da Companhia.

NOTA 6 – NUMERÁRIO DISPONÍVEL

A Companhia mantém contas bancárias a vista em diversos bancos e fundos de caixas na Sede e nas Unidades Descentralizadas, conforme demonstrativo:

2009 2008 Contas bancárias a vista 1.120 1.680 Contas bancárias a vista - convênio DNIT (*) 88.299 - Fundos de caixa 82 86

TOTAL 89.501 1.766

R$ mil

(*) Recurso recebido em 30.12.2009 e aplicado em poupança no Banco do Brasil S.A. no primeiro dia útil seguinte (04.01.2010).

NOTA 7 - APLICAÇÕES FINANCEIRAS

Composição da carteira:

2009 2008

BANCO DO BRASIL S.A. Fundo de Investimento Extra-Mercado Exclusivo 606.200 1.241.061 Poupança - convênio DNIT 87.080 43.667

BANCO DA AMAZÔNIA S.A. Poupança - outros convênios 19.552 -

TOTAL 712.832 1.284.728

R$ mil

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Os valores aplicados são oriundos da geração interna de caixa da Companhia, incluindo a pré-venda de energia elétrica negociada com o consumidor Albrás, por ocasião do leilão de energia ocorrido em 2004 (nota 30). São provenientes, ainda, de convênios firmados com Eletrobrás, Ministério de Minas e Energia, Agência Nacional de Águas, Governo do Estado do Amapá e Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes - DNIT (nota 32).

As aplicações financeiras são mantidas em fundos de investimentos administrados pelo Banco do Brasil S.A., conforme determina a legislação específica para as sociedades de economia mista sob controle federal, nos termos do Decreto-Lei n° 1.29 0, de 3 de dezembro de 1973, com as alterações decorrentes da Resolução nº 3.284, de 25 de maio de 2005, do Banco Central do Brasil, que estabeleceu novos mecanismos para as aplicações das empresas integrantes da Administração Federal Indireta, cuja rentabilidade no exercício de 2009 correspondeu a 98,74% do CDI, conforme demonstrado a seguir:

Fundo - Taxa Nacional Ano Percentual do CDI12,10% 20089,77% 2009Mês Fundo CDI % CDI

dez/09 0,71% 0,72% 97,66%nov/09 0,65% 0,66% 98,02%out/09 0,67% 0,69% 97,62%set/09 0,67% 0,69% 97,41%ago/09 0,68% 0,69% 98,12%jul/09 0,78% 0,79% 98,86%jun/09 0,75% 0,76% 98,71%mai/09 0,77% 0,77% 99,91%abr/09 0,82% 0,84% 98,18%mar/09 0,97% 0,97% 99,95%fev/09 0,85% 0,85% 99,69%jan/09 1,05% 1,05% 100,04%

12 meses 9,77% 9,90% 98,74%

RENTABILIDADE

O indicador CDI é mera referência econômica e não parâmetro do fundo.

97,81%98,74%

Os recursos provenientes dos convênios firmados com a Eletrobrás (R$ 10.648 mil), Ministério de Minas e Energia (R$ 8.796 mil) e Agência Nacional de Águas (R$ 108 mil), estão aplicados em poupança no Banco da Amazônia S.A.. Já os recursos provenientes do convênio firmado com o Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes - DNIT (R$ 87.080 mil), estão aplicados em poupança no Banco do Brasil S.A.

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NOTA 8 - CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS

a) Os créditos, de curto e de longo prazo, decorrentes da venda de energia elétrica e da disponibilidade do sistema de transmissão, apresentam o seguinte perfil:

2008

CIRCULANTE VINCENDOS ATÉ 90 HÁ MAIS DE TOTAL TOTALDIAS 90 DIAS

CONSUMIDORES- Industrial 91.596 1 72 91.669 111.661

91.596 1 72 91.669 111.661 CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS- Suprimento 222.418 47.584 781.722 1.051.724 851.698 Cia. de Eletricidade do Amapá - Cea 12.503 30.332 684.590 727.425 566.283 Boa Vista Energia S.A. 14.306 15.852 90.615 120.773 67.660 Light Serviços de Eletricidade S.A. 16.269 - - 16.269 9.752 Vale do Rio Doce Energia S.A. 16.262 - - 16.262 14.953 Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. 14.963 - - 14.963 9.239 Cia. de Eletricidade do Acre - Eletroacre 9.566 537 1.778 11.881 8.262 Copel Distribuição S.A. 11.489 - - 11.489 10.575 Cemig Distribuição S.A. 11.228 - - 11.228 6.435 Cia. Energética de Goiás - Celg 8.879 - - 8.879 8.586 Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba 8.734 - - 8.734 8.455 Centrais Elétricas do Pará S.A. - Celpa 7.725 - - 7.725 11.495 Elektro Eletricidade e Serviços S.A. 6.154 - - 6.154 6.038 Ampla Energia e Serviços S.A. 6.062 - - 6.062 5.382 Cia. Energética de Alagoas - Ceal 5.698 - - 5.698 5.639 Cia. Energética de Pernambuco - Celpe 5.415 - - 5.415 5.300 Cia. Estadual de Distribuição de Energia 4.454 863 - 5.317 3.924 Cia. Energética do Piauí - Cepisa 5.234 - - 5.234 6.195 Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron 4.869 - - 4.869 31.002 Cia. Energética do Ceará - Coelce 4.784 - - 4.784 4.589 Centrais Elétricas de Pernambuco S.A. - Epesa - - 4.739 4.739 - Cia. Energética do Maranhão - Cemar 4.689 - - 4.689 7.148 Aes-Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. 4.079 - - 4.079 3.726 Enertrade Comercialização e Serviços de Energia S.A. 3.754 - - 3.754 2.020 Bandeirante Energia S.A. 3.345 - - 3.345 2.515 Outras distribuidoras/comercializadoras 31.957 - - 31.957 46.525 - Uso da rede elétrica/Conexão 101.023 296 589 101.908 95.909 - Comercialização (CCEE) 51.075 - 1.423 52.498 1.082 - Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE 250 - 271 521 2.427

374.766 47.880 784.005 1.206.651 951.116 TOTAL DO CIRCULANTE 466.362 47.881 784.077 1.298.320 1.062.777

NÃO CIRCULANTEREALIZÁVEL A LONGO PRAZOCONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS- Suprimento - créditos negociados - Cemar - - - - 4.949 - Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE 4.686 - - 4.686 54.134 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 4.686 - - 4.686 59.083 TOTAL GERAL 471.048 47.881 784.077 1.303.006 1.121.860

R$ mil

VENCIDOS2009

b) Acordo Geral do Setor Elétrico

O Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, instituído em 2001 pelo Governo Federal, criou regimes especiais de tarifa, limites de uso de energia elétrica e

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medidas necessárias para redução de consumo, que perduraram até fevereiro de 2002.

Naquele cenário, surgiram pendências comerciais entre os agentes, exigindo ampla negociação envolvendo a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGE, as geradoras e as distribuidoras de energia elétrica, que resultou no denominado Acordo Geral do Setor Elétrico, o qual definiu critérios para a recomposição das receitas e perdas extraordinárias relativas ao período em que vigorou o referido programa de redução de consumo, surgindo nesse contexto a figura da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE.

A RTE teve por objetivo ressarcir as perdas de receita dos geradores e distribuidores de energia elétrica no período de racionamento, conforme previsto na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e conforme Resolução Normativa n° 1 da Aneel, de 12 d e janeiro de 2004, o período para faturamento da RTE pela Companhia foi de 62 meses, a partir de dezembro de 2001.

Considerando que o prazo de faturamento da RTE fixado pela Lei nº 10.438/2002 e Resolução Normativa da Aneel nº 1, de 12 de janeiro de 2004, expirou-se em fevereiro de 2007, procedeu-se a baixa, em 31 de dezembro de 2007, dos saldos remanescentes da “Perda de Receita” e “Energia Livre”, em conformidade com as orientações contidas no Ofício nº 2409/2007-SFF / Aneel, de 14 de novembro de 2007, restando apenas créditos junto às distribuidoras, conforme demonstrativo:

2009 2008Valor homologado (Resolução Normativa Aneel 45/2004) 176.782 176.782 (+) Remuneração 139.304 139.304 (-) Amortização (212.028) (209.189) Saldo a amortizar 104.058 106.897 (-) Baixa conforme instruções da Aneel (99.122) (50.336) (-) Provisão constituida (4.686) (51.309) Saldo provável a recuperar 250 5.252

R$ mil

Neste caso, as empresas distribuidoras deveriam cobrar RTE dos seus consumidores e repassar os recursos daí decorrentes para a Companhia na condição de geradora.

Considerando que os prazos fixados pela Lei nº 10.438/02 e Resolução Normativa da Aneel nº 1, de 12 de janeiro de 2004, são variados entre as distribuidoras que repassam recursos da RTE para a Companhia, sendo que grande parte delas já teve o seu prazo expirado, procedeu-se da seguinte forma, nos termos das orientações contidas no Ofício nº 2.409/2007-SFF/ Aneel, de 14 de novembro de 2007 e Despacho nº 4.722/2009 – SFF/Aneel, de 18 de dezembro de 2009:

- Para aquelas distribuidoras que já tiveram o prazo da RTE expirado, baixou-se o saldo do crédito existente, em 31 de dezembro de 2007, no valor de R$ 50.336 mil, e em 31 de dezembro de 2009, no montante de R$ 48.786 mil;

- Para aquelas distribuidoras cujo prazo da RTE ainda não expirou, o saldo devedor, em 31 de dezembro de 2009, totaliza R$ 5.207 mil, tendo sido constituído provisão para créditos de liquidação duvidosa no montante de R$ 4.686 mil (nota 13).

A Companhia, em conjunto com as empresas do Sistema Eletrobrás, está envidando esforços junto

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aos órgãos e instâncias competentes, no sentido de preservar os direitos previstos no Acordo Geral do Setor Elétrico (nota 60.a).

� Parcela A

2009 2008Valor homologado (Resolução Aneel 482/2002) 3.307 3.307 (+) Remuneração 7.109 6.456 (-) Amortização (4.182) (2.583) Saldo a amortizar 6.234 7.180

R$ mil

A “Parcela A” corresponde aos custos não gerenciáveis da Companhia, cuja variação compõe o índice de reajuste tarifário.

Conforme previsto nos atos normativos em vigor, após o término do prazo correspondente à recuperação da “Perda de Receita” e da “Energia Livre”, ocorrido em fevereiro de 2007, iniciou-se, no mês de março de 2007, a amortização dos custos vinculados à “Parcela A”.

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NOTA 9 - EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS CONCEDIDOS

As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos concedidos são as seguintes:

a) Resumo dos empréstimos e financiamentos concedidos

Encargos Não Encargos NãoCirculante Circulante

MOEDA NACIONAL - Amazonas Dist. Energia S.A. - - - 104 144.504 393.443 - Boa Vista Energia S.A. - 6.149 21.865 - 5.656 28.468 - Eletrobrás - - - - 104.090 -

TOTAL - 6.149 21.865 104 254.250 421.911

R$ mil2009 2008

PRINCIPAL PRINCIPAL

Circulante Circulante

� Amazonas Distribuidora de Energia S.A.

Decorreu da quitação de dívida com os produtores independentes que fornecem energia elétrica para a ex-subsidiária integral Amazonas Distribuidora de Energia S.A., tendo em vista que os contratos foram garantidos pela Companhia até o mês de maio de 2008, quando o controle acionário da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. foi transferido para a Eletrobrás.

Foi realizada quitação integral em 2009 por meio de encontro de contas com o serviço da dívida da Companhia junto à sua controladora.

� Boa Vista Energia S.A.

Decorreu da cobertura dos déficits de caixa do exercício de 2006.

� Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás

Refere-se ao saldo do contrato pactuado com a Eletrobrás, proveniente da operação de transferência do controle acionário da ex-subsidiária integral Amazonas Distribuidora de Energia S.A., cuja quitação foi realizada por meio de encontro de conta com o serviço da dívida da Companhia junto à sua controladora.

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b) Mutações dos empréstimos e financiamentos concedidos

Encargos

Saldo em 31.12.2007 - - 319.507 Liberações - 284.197 109.000 Provisão de encargos 53.080 - - Refinanciamentos (46.280) 5.502 40.778 Variação monetária - 13.066 40.626 Transferências - 42.917 (42.917) Recebimentos (6.696) (91.432) (45.083) Saldo em 31.12.2008 104 254.250 421.911 Provisão de encargos 3.785 - - Variação monetária - 5.986 (354) Transferências - 6.249 (6.249) Recebimentos (3.889) (260.336) (393.443) Saldo em 31.12.2009 - 6.149 21.865

R$ milPRINCIPAL

CirculanteNão

Circulante

De acordo com decisão da Administração da Companhia e de sua controladora, em 2009 a Eletrobrás assumiu os contratos de empréstimos e financiamentos concedidos pela Eletronorte à sua ex-subsidiária integral Amazonas Distribuidora de Energia S.A., utilizando o valor daí decorrente para quitar parte da dívida da Companhia com a sua controladora.

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NOTA 10 – DISPÊNDIOS A REEMBOLSAR

2009 2008

Dispêndios reembolsáveis 86.178 75.776 Óleo/Equivalente hidráulico - Lei 12.111/2009 20.053 - ICMS s/Óleo Combustível - Lei 12.111/2009 31.066 - Óleo Combustível - Despacho Aneel nº 4.199/2009 57.881 - TOTAL 195.178 75.776

R$ mil

a) Dispêndios reembolsáveis

Referem-se a gastos realizados pela Companhia e que deverão ser reembolsados por terceiros, inclusive estudos de viabilidade de empreendimentos.

Considerando as dificuldades de realização financeira de parte desses créditos, foi constituída provisão para créditos de liquidação duvidosa da parcela representativa de maior risco (nota 13).

b) Equivalente hidráulico e ICMS sobre óleo combustível – Lei nº 12.111/2009

Refere-se aos valores a serem reembolsados pela Conta Consumo de Combustível – CCC, relativos ao custo de equivalente hidráulico e ICMS nas aquisições de óleo combustível para os sistemas isolados, a partir de agosto/2009, nos termos do art. 3º da Lei nº 12.111/2009.

c) Óleo combustível – Despacho Aneel nº 4.199/2009

Refere-se a valor a ser liquidado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, decorrente da operação das usinas termelétricas Termo Norte I e Termo Norte II, conforme determina o Despacho Aneel nº 4.199, de 12 de novembro de 2009.

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NOTA 11 - DEVEDORES DIVERSOS

2009 2008

CIRCULANTEEletrobrás Participações S/A - Eletropar 11.574 11.574 Tributos e contribuições a compensar 39.844 64.670 Empregados 3.160 2.960 Outros 28.742 9.727 TOTAL DO CIRCULANTE 83.320 88.931

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO Receita Federal do Brasil (COFINS e PASEP) 4.827 7.883 Governo do Estado de Roraima 14.545 13.259 Outros 1.155 1.161

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 20.527 22.303 TOTAL GERAL 103.847 111.234

R$ mil

a) Eletrobrás Participações S.A. - Eletropar

Parte substancial desse crédito se refere ao faturamento da Eletronorte pela cessão de uso da infraestrutura do seu sistema de transmissão à Eletronet, com a interveniência da Eletropar. Outra parte se refere aos adiantamentos concedidos à Eletropar para futuro acerto de contas com os recursos decorrentes da operação com a Eletronet.

Considerando as dificuldades de realização financeira desse crédito, foi constituída provisão para créditos de liquidação duvidosa pelo seu valor total (nota 13).

b) Tributos e contribuições a compensar

Refere-se ao Imposto de Renda retido na fonte sobre aplicações financeiras e à retenção de tributos sobre serviços prestados e venda de energia elétrica conforme demonstrado a seguir:

2009 2008

IRRF sobre aplicações financeiras, serviçosprestados e venda de energia elétrica 29.827 36.451

Retenção de COFINS sobre serviços prestadose venda de energia elétrica 6.905 21.239

Retenção de PASEP sobre serviços prestadose venda de energia elétrica 1.498 4.611

Outros 1.614 2.369

TOTAL 39.844 64.670

R$ mil

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� Inconstitucionalidade da Lei nº 9.718/1998 – PIS/PASEP E COFINS

Em julgamento realizado no dia 9 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal – STF decidiu pela inconstitucionalidade do parágrafo 1º do artigo 3º, da Lei nº 9.718/1998, que pretendeu equiparar o termo "faturamento" à totalidade das receitas auferidas pelas empresas, independentemente da classificação contábil adotada e não somente das receitas de vendas e/ou prestação de serviços, para fins de cálculo e recolhimento de PIS/PASEP e COFINS. O referido julgamento do STF diz respeito, e produz efeitos imediatos, exclusivamente às partes interessadas. Não obstante, tal decisão reflete o entendimento do plenário do STF sobre a questão e o precedente beneficiará a todos que ingressarem na justiça, pois, muito provavelmente, a decisão da Corte máxima será observada pelos demais tribunais do país.

O período de abrangência da citada decisão é de fevereiro/1999 a novembro/2002, para o PASEP e de fevereiro/1999 a janeiro/2004 para a COFINS, antes, portanto, da entrada em vigor das Leis nºs 10.637/2002 e 10.833/2003, que criou o regime de apuração não cumulativa das referidas contribuições.

Na Eletronorte, o recálculo destas contribuições, expurgando as receitas financeiras, não operacionais e a receita de subvenção concedida pela Conta de Consumo de Combustível – CCC resultou num montante recolhido a maior, de R$ 144.515 mil, já atualizado pela taxa de juros SELIC, até a data do balanço. Inicialmente, a Companhia ingressou com recurso administrativo junto à Secretaria da Receita Federal do Brasil – RFB no sentido de obter o reconhecimento do direito a restituição dos valores pagos a maior, em decorrência da declaração de inconstitucionalidade da ampliação de base de cálculo de tais contribuições pelo STF. Diante do indeferimento do pleito pela RFB, a Companhia ingressou com ação judicial visando preservar os seus direitos.

O valor dessa ação não está refletido no Balanço.

c) Empregados

O valor correspondente a empregados engloba todas as operações de crédito com empregados por adiantamentos recebidos de salários, acordos trabalhistas, adiantamentos de viagens e, principalmente, décimo terceiro salário. A antecipação do décimo terceiro salário é relacionada aos empregados que sairão de férias no início de janeiro de 2010 e já receberam o adiantamento correspondente.

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d) Governo do Estado de Roraima

Em 26 de janeiro de 1999, a Companhia, o Governo do Estado de Roraima, a Boa Vista Energia S.A. e a Cia. Energética de Roraima – CER, assinaram um Termo de Ajuste de Direitos e Obrigações, com a finalidade de pôr fim às controvérsias relativas a créditos e débitos financeiros decorrentes de operações comerciais entre as partes, conforme demonstrativo:

CRÉDITOS DA ELETRONORTE R$ mil Fornecimento de energia elétrica no período de 01.01.90 até 31.12.96 13.799 Empregados cedidos à CER 185 Prestação de serviços de informática à CER 200TOTAL 14.184CRÉDITOS DO GOVERNO DO ESTADO DE RORAIMA Saldo da UTE Senador Arnon de Mello 7.906 Base da unidade 3 da UTE Senador Arnon de Mello 636 Dívida da Boa Vista Energia com a CER 1.755 Serviços prestados pela Secretaria de Obras do Estado de Roraima 1.969 Extensões de rede executadas pela CER 122TOTAL 12.388

SALDO A FAVOR DA ELETRONORTE 1.796 (+) Encargos moratórios 11.463 SALDO EM 31.12.2008 13.259 (+) Encargos moratórios 1.286 SALDO EM 31.12.2009 14.545

Considerando as dificuldades de realização financeira desse crédito, foi constituída provisão para créditos de liquidação duvidosa pelo seu valor total (nota 13).

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NOTA 12 - OUTROS CRÉDITOS

2009 2008CIRCULANTEAlienação de bens e direitos 1.589 978 Serviços prestados a terceiros 5.431 2.481 Pesquisa e desenvolvimento - P&D 24.825 20.588 Diversos 1.705 1.846 TOTAL DO CIRCULANTE 33.550 25.893

NÃO CIRCULANTEREALIZÁVEL A LONGO PRAZOTítulos e Valores Mobiliários 843 687 Diversos 125 120 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 968 807 TOTAL GERAL 34.518 26.700

R$ mil

a) Serviços prestados a terceiros

Refere-se, principalmente, aos Contratos de Compartilhamento de Instalações e aos serviços de Operação e Manutenção prestados por empregados da Companhia a outras empresas do setor elétrico.

b) Pesquisa e desenvolvimento – P & D

No Ativo Circulante, em pesquisa e desenvolvimento – P&D, são contabilizados os custos com projetos em andamento durante seu período de realização, por meio de Ordens de Serviço – ODS (nota 29).

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NOTA 13 - PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

Constituiu-se provisão para os seguintes créditos:

CIRCULANTE

Cia de Eletricidade do Amapá - Cea (nota 8) 161.142 727.425 152.981 566.283

Devedores diversos 29.836 67.515 4.727 38.480 Dispêndios reembolsáveis (nota 10.a) 10.794 30.756 21.804 21.400 Eletropar (nota 11.a) - 11.574 405 11.574

TOTAL DO CIRCULANTE 201.772 837.270 179.917 637.737

NÃO CIRCULANTEICMS a recuperar (nota 17) 123.832 697.068 468.405 589.030 Conta de Compensação da Parcela A - CVA (nota 15) 6.671 33.975 - 27.304 Governo de Roraima (nota 11.d) 1.286 14.545 13.259 13.259 Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE (nota 8) (46.623) 4.686 (3.291) 51.309

HSBC Seguros - 1.152 1.116 1.152

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 85.166 751.426 479.489 682.054

TOTAL GERAL 286.938 1.588.696 659.406 1.319.791

NO EXERCÍCIO

NO EXERCÍCIO

20082009

ACUMULADA

R$ mil

ACUMULADA

a) Cia. de Eletricidade do Amapá - Cea (suprimento de energia elétrica)

Considerando as enormes dificuldades para realização desse crédito, a provisão vem sendo constituída pelo saldo existente ao final de cada mês, mesmo das parcelas ainda não vencidas.

b) ICMS a recuperar

A Companhia não vem conseguindo compensar o crédito de ICMS incidente sobre aquisição de combustível para produção de energia elétrica nos Estados do Acre, Rondônia e Amapá, tendo em vista que a venda de energia elétrica, por imposição dos governos estaduais, é realizada com diferimento da tributação. Dessa forma, constitui-se provisão do crédito de ICMS não compensável, enquanto se discute na justiça uma forma de realização desse direito constitucional.

A partir de agosto de 2009, deixou-se de provisionar os créditos de ICMS reembolsados pela CCC, em função da Lei 12.111/2009 (notas 17 e 54).

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NOTA 14 – ESTOQUE

2009 2008

Materiais de consumo 42.300 42.467 Peças de reposição - nacional 13.195 13.569 Peças de reposição - importada 6.786 6.865 Combustíveis e lubrificantes 13.596 1.228 Outros 4.836 18.633 TOTAL 80.713 82.762

R$ mil

Materiais de consumo, peças de reposição, combustíveis e lubrificantes e outros materiais armazenados em almoxarifados, destinam-se às operações e manutenções das instalações da Companhia (usinas, subestações, linhas de transmissão, escritórios regionais e sede).

NOTA 15 - DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE

2009 2008 CIRCULANTE Prêmios de seguros (nota 52) 6.797 8.474 Parcela A (nota 8.b) 1.497 1.520 Outros - 2

TOTAL CIRCULANTE 8.294 9.996

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Conta de Compensação de Itens da Parcela A - CVA 33.975 27.304 Parcela A (nota 8.b) 4.737 5.660

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 38.712 32.964

TOTAL GERAL 47.006 42.960

R$ mil

� Conta de Compensação de Itens da Parcela “A” – CVA

A Resolução Homologatória da Aneel nº 264, de 24 de novembro 2004, alterada pela Resolução Homologatória nº 151, de 20 de junho de 2005, e pela Resolução Homologatória nº 927, de 15 de dezembro de 2009, autorizou a Eletronorte a cobrar dos consumidores Alumínio Brasileiro S.A. – Albrás e Consórcio de Alumínio do Maranhão – Alumar, respeitadas as condições pactuadas nos contratos existentes na época em que eram cativos, o valor de R$ 33.975 mil, referente à CVA diferida. A Companhia vem discutindo com os citados consumidores uma forma de realizar esse crédito, no entanto, em função do longo prazo já decorrido desde a primeira resolução, sem a devida realização financeira, foi constituída provisão pelo valor integral (nota 13).

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NOTA 16 – COLIGADAS, CONTROLADA E CONTROLADORA

2009 2008

CIRCULANTE

Boa Vista Energia S.A. 42.762 42.449

Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron 254.145 -

Cia. de Eletricidade do Acre - Eletroacre 136.490 -

TOTAL DO CIRCULANTE 433.397 42.449

NÃO CIRCULANTE REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás 12.177 3.520

TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 12.177 3.520

TOTAL GERAL 445.574 45.969

R$ mil

a) Boa Vista Energia S.A. Refere-se à venda das Instalações de Transmissão (LT Distrito Industrial e SE Boa Vista / SE Distrito Industrial) para a Boa Vista Energia, no montante de R$ 42.640 mil (nota 55), além de R$ 122 mil provenientes de dispêndios com empregados cedidos e outros gastos.

b) Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron

Refere-se a transferência para a Ceron das Instalações de Transmissão – DITs, abaixo de 230 kV, ou seja, que se situam entre 69 e 138 kV, no valor de R$ 114.512 mil (nota 55).

Também estão incluídos neste item, todos os resultados decorrentes da operação das usinas termelétricas Termo Norte I e Termo Norte II de propriedade da Termo Norte Energia Ltda, no período de agosto a dezembro de 2009, que foram debitados à Ceron, no montante de R$ 139.633 mil (nota 54).

c) Cia. de Eletricidade do Acre - Eletroacre

Decorre da transferência para a Eletroacre das Instalações de Transmissão – DITs, abaixo de 230 kV, ou seja, que se situam entre 69 e 138 kV (nota 55).

d) Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás

Refere-se a dispêndios de responsabilidade da Eletrobrás que foram pagos pela Companhia.

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NOTA 17 - ICMS A RECUPERAR

A Companhia é detentora de créditos escriturais de ICMS incidentes sobre as aquisições de bens para o ativo imobilizado e combustível para produção de energia elétrica, conforme demonstrado a seguir:

2009 2008

Rondônia 469.367 385.400 Amapá 130.986 106.697 Acre 91.833 91.703 Maranhão 17.682 12.695 Pará 15.558 20.507 Roraima 5.289 5.230 TOTAL 730.715 622.232

Créditos de ICMS junto aos Estados

R$ mil

Os créditos de ICMS perante os Estados do Acre, Amapá e Rondônia, são oriundos, preponderantemente, da aquisição de combustíveis derivados de petróleo, utilizados no processo de geração de energia elétrica, cabendo ressaltar que nas operações de venda dessa energia para as concessionárias estaduais o ICMS correspondente é diferido, sendo cobrado do consumidor final pela empresa distribuidora.

O reconhecimento dos referidos créditos está amparado na Constituição Federal que definiu o ICMS como um tributo não-cumulativo e plurifásico, permitindo a sistemática de compensação do que for devido em cada etapa da circulação da mercadoria com o montante cobrado em operações anteriores.

A Administração da Companhia, com o apoio da controladora Eletrobrás, vem intensificando os esforços necessários, nas diversas instâncias cabíveis, no intuito de assegurar a realização financeira desse direito constitucional, inclusive já ingressou com medida judicial contra os Estados do Acre e de Rondônia.

Visando desonerar as empresas que não vinham conseguindo recuperar o ICMS sobre aquisição de combustíveis para a produção de energia elétrica, o art. 86 da Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que alterou o art. 8º da Lei 8.631, de 4 de março de 1993, estabeleceu que a Conta Consumo de Combustíveis – CCC assumisse esse ônus, na sua integralidade, no ano de 2004 e parcialmente durante os anos de 2005 a 2008, extinguindo-se esse benefício a partir de 2009.

Em 29 de julho de 2009, foi editada pelo Governo Federal a Medida Provisória nº 466, convertida, em 9 de dezembro de 2009, na Lei nº 12.111, estabelecendo no artigo 3º que a CCC passará a reembolsar, a partir de 30 de julho de 2009, o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo medido da potência e energia comercializada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR do Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme regulamento.

O citado dispositivo legal esclarece que no custo total da geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados, deverão ser incluídos os custos relativos aos encargos do Setor Elétrico e impostos (art. 3º § 1º inciso IV), além de estabelecer, ainda, que no caso de efetivo aproveitamento de créditos

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tributários referente a valores reembolsados pela CCC, o agente deverá ressarcir à CCC o montante integral do crédito tributário aproveitado (art. 3º § 8º).

Em virtude de esse ônus ter sido assumido integralmente pela CCC, no exercício de 2004 e, parcialmente, no exercício de 2005 (80%), no exercício de 2006 (60%), no exercício de 2007 (40%), no exercício de 2008 (20%) conforme determina a Lei nº 10.833/2003, e parcialmente no exercício de 2009 (100% a partir de 30 de julho), nos termos da Lei nº 12.111/2009, a Companhia vem registrando os valores já ressarcidos e/ou a ressarcir em contas de ativo e passivo de igual valor, que são compensadas para fins de apresentação do Balanço Patrimonial.

A movimentação ocorrida no período de 2004 a 2009, relativamente aos créditos de ICMS constituídos e os valores passíveis de ressarcimento do referido tributo, pela CCC, é a seguinte:

ACRE AMAPÁ RONDÔNIA RORAIMA TOTAL Exercício de 2004: - Reembolso integral pela CCC 18.936 - 92.562 - 111.498 Exercício de 2005: - Ônus da Eletronorte (20%) 4.454 7.034 30.397 - 41.885 - Reembolso pela CCC (80%) 17.817 28.135 121.574 - 167.526

22.271 35.169 151.971 - 209.411 Exercício de 2006: - Ônus da Eletronorte (40%) 3.022 15.913 53.749 - 72.684 - Reembolso pela CCC (60%) 4.534 23.869 80.628 - 109.031

7.556 39.782 134.377 - 181.715 Exercício de 2007: - Ônus da Eletronorte (60%) 375 27.923 82.943 - 111.241 - Reembolso pela CCC (40%) 250 18.616 55.297 - 74.163

625 46.539 138.240 - 185.404 Exercício de 2008: - Ônus da Eletronorte (80%) 902 33.948 144.339 268 179.457 - Reembolso pela CCC (20%) 225 8.487 36.183 68 44.963

1.127 42.435 180.522 336 224.420 Exercício de 2009: - Ônus da Eletronorte (*) - 23.857 83.380 3 107.240 - Reembolso pela CCC (*) - 30.659 - 407 31.066

- 54.516 83.380 410 138.306 TOTAL - Ônus da Eletronorte 8.753 108.675 394.808 271 512.507 - Reembolso pela CCC 41.762 109.766 386.244 475 538.247

TOTAL GERAL 50.515 218.441 781.052 746 1.050.754 (*) Até julho/2009 a Eletronorte está assumindo o ônus integral do ICMS. A partir de agosto/2009, de acordo coma Lei 12.111/2009, o ônus está sendo assumido pela CCC, com exceção do estado de Rondônia, cujo ICMS está sendo liquidado pela CCEE, conforme determinação da ANEEL.

R$ mil

Constituiu-se provisão para o valor do ICMS não reembolsado pela CCC (ônus da Eletronorte), como também para outros créditos de ICMS cuja possibilidade de recuperação é considerada remota (nota 13).

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NOTA 18 – DEPÓSITOS JUDICIAIS

2009 2008 Processos Cíveis 293.568 43.262

Processos Trabalhistas 49.387 58.269

Processos Tributários 35.438 31.929 TOTAL 378.393 133.460

R$ mil

NOTA 19 - BENS DESTINADOS A ALIENAÇÃO

2009 2008

Unidades de vila residencial 218 218

Terrenos 221 201

TOTAL 439 419

R$ mil

a) Unidades de vila residencial

Conjunto de pequenas edificações em áreas urbanas em Manaus (AM).

b) Terrenos

Conjunto de terrenos específicos decorrentes da desativação de instalações termelétricas em Belém (PA) e Manaus (AM).

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NOTA 20 - INVESTIMENTOS

2009 2008

Participações societárias permanentes Estação Transmissora de Energia S.A. 184.825 - Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 89.009 39.600 Integração Transmissora de Energia S.A. 72.985 68.673 Energética Águas da Pedra S.A. 61.985 61.985 Amapari Energia S.A. 39.558 41.423 Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. 28.143 25.200 Outras participações 45.388 61.192

521.893 298.073 Bens e direitos destinados a uso futuro no serviço concedido 93.688 93.688 TOTAL 615.581 391.761

R$ mil

Participações societárias permanentes avaliadas pelo método de equivalência patrimonial:

20.1 - Subsidiária integral Boa Vista Energia S.A.: A Boa Vista Energia tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica na cidade de Boa Vista (RR).

A partir de 21 de julho de 2001, a Boa Vista Energia passou a comprar energia elétrica da Eletronorte, importada da Venezuela (nota 39).

O Governo Federal, por meio do Decreto nº 1.481, de 03 de maio de 1995, alterado pelo Decreto nº 1.503, de 25 de maio de 1995 e Decreto nº 2.653, de 1º de julho de 1998, incluiu a Eletronorte e sua subsidiária integral, juntamente com as demais empresas do Grupo Eletrobrás, no Programa Nacional de Desestatização – PND. A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, excluiu a Eletrobrás e suas controladas do PND, inclusive a Eletronorte. A Boa Vista Energia permanece incluída no PND, sendo proposta a sua exclusão, em 21 de janeiro de 2010, pela Resolução nº 1 do Conselho Nacional de Desestatização.

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20.2 - Empreendimentos em parceria:

Considerando que a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com as alterações da Lei nº 11.651, de 7 de abril de 2008, trouxe a possibilidade da Eletrobrás, diretamente, ou por meio de suas subsidiárias ou controladas, associar-se com ou sem aporte de recursos para constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, no Brasil ou no exterior, que se destinem direta ou indiretamente à exploração da produção ou transmissão de energia elétrica, sob regime de concessão ou de autorização, a Companhia se associou aos seguintes consórcios:

a) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A.

Foi constituído o Consórcio Amazônia-Eletronorte para participar do Leilão Aneel nº 001/2003 - Lote F, realizado em 23 de setembro de 2003, de outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica 001/2003 – Lote F, formando a Sociedade de Propósito Específico – SPE Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. – AETE, tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 38,85%.

• Característica do empreendimento:

Construção, operação e manutenção de instalações de transmissão em 230 kV, com origem na subestação Coxipó e término na Subestação Rondonópolis, composta pela Linha de Transmissão 230 kV, circuito duplo, com extensão de 25 Km, com origem na Subestação Coxipó e término na nova Subestação Seccionadora Cuiabá, ambas localizadas no Estado de Mato Grosso; pela Linha de Transmissão 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 168 Km, tendo origem na nova Subestação Seccionadora Cuiabá e término na Subestação Rondonópolis, também, localizada no Estado de Mato Grosso; pelas respectivas entradas de linha; pela nova Subestação Seccionadora 230 kV com módulo geral, barramentos e interligação de barras e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.

• Dados societários e operacionais:

Assinatura do contrato de concessão 18.02.2004Período de concessão 30 anosEntrada em operação 25.08.2005Receita anual permitida - RAP (base set/03) - R$ mil 20.496 Capital social (R$ mil) 43.469 Lucro do exercício de 2009 (R$ mil) 16.320 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,00%- Bimetal Indústria Metalúrgica Ltda 26,99%- Alubar Cabos S.A. 10,76%- Linear Participações e Incorporações Ltda 13,25%

100,00%

Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A.

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b) Integração Transmissora de Energia S.A.

Foi constituído Consórcio Eletronorte para participar do Leilão Aneel nº 001/2005 – Lote B, realizado em 17 de novembro de 2005, de outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Integração Transmissora de Energia S.A. – INTESA, tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 42%.

• Característica do empreendimento:

O sistema consiste basicamente nas instalações de transmissão em 500 kV, compostas pela linha de transmissão Colinas – Miracema, 500 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 173 Km; linha de transmissão, 500 kV, Miracema – Gurupi, circuito simples, com extensão aproximada de 255 Km; linha de transmissão, 500 kV, Gurupi – Peixe 2, circuito simples, com extensão aproximada de 72 Km, no Estado de Tocantins; linha de transmissão, 500 kV. Peixe 2 – Serra da Mesa 2, circuito simples, com extensão aproximada de 195 Km, nos Estados de Tocantins e de Goiás, respectivas entradas de linhas e instalações vinculadas; SE Peixe 2, 500 kV, com módulo geral, entradas de linha, barramentos, interligação de barras, reatores de barra e compensação série; SE Serra da Mesa 2, com módulo geral, entradas de linhas, reatores de barra e instalações vinculadas; e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 27.04.2006Período de concessão 30 anosEntrada em operação 30.05.2008Receita anual permitida - RAP (base nov/05) - R$ mil 65.349 Capital social (R$ mil) 170.000 Lucro do exercício de 2009 (R$ mil) 11.172 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 37,00%- Fundo Investimento Participações Brasil Energia - FIP BRASIL 51,00%- Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 12,00%

100,00%

Integração Transmissora de Energia S.A.

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c) Energética Águas da Pedra S.A.

Foi constituído o Consórcio Aripuanã para participar do Leilão Aneel nº 004/2006, realizado em 10 de outubro de 2006, de outorga de concessão de serviço público de geração de energia elétrica, formando a SPE Energética Águas da Pedra S.A. – EAPSA, tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 6,10%.

• Características do empreendimento:

A Usina Hidrelétrica de Dardanelos está localizada no Rio Aripuanã, ao norte de Mato Grosso, com potência instalada de 261 MW, distribuídos em 5 (cinco) turbinas, a saber: 1 unidade de 29MW, 4 unidades de 58 MW, com energia garantida total de 154,9 MW médio, para suprir o município de Aripuanã e posteriormente ao Sistema Interligado Nacional – SIN. Compõe também o empreendimento; (i) Subestação elevadora em 230 kV, barramento duplo; (ii) Linha de transmissão de interesse restrito à geradora, LT Dardanelos – Juína, circuito duplo 230 kV, com extensão de 167 Km; (iii) Ponto de conexão na futura SE Juína.


Assinatura do contrato de concessão 03.07.2007Período de concessão 35 anosEntrada em operação (previsão): 1ª / última máquina dez-10/dez-11Tarifa de venda de energia (R$/MWh) 112,68 Capital social (R$ mil) 253.000 Prejuízo do exercício de 2009 (R$ mil) (2.242) Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 24,50%- Neoenergia S.A. 46,00%- Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 24,50%- Construtora Norberto Odebrecht Ltda 5,00%

100,00%

Energética Águas da Pedra S.A.

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d) Amapari Energia S.A.

Foi constituída parceria entre a Eletronorte e a MPX Mineração e Metálicos S.A., para criar a SPE Amapari Energia S.A., em 12 de abril de 2007, visando a exploração de serviço de geração de energia elétrica na condição de Produtor Independente de Energia Elétrica no Estado do Amapá. A Resolução Autorizativa Aneel nº. 1.369, de 20 de maio de 2008, concedeu esta autorização.


Etapa I – implantação e exploração da UTE Serra do Navio, Usina Termelétrica a óleo diesel, construída no Município de Serra do Navio, no Estado do Amapá, potência instalada de 23,30 MW.

Etapa II – implantação da PCH Capivara, potência instalada de 29,8 MW.


Período de concessão 29 anosEntrada em operação: Etapa I / Etapa II (previsão) nov-08 / jan-12Capital social (R$ mil) 84.761 Prejuízo do exercício de 2009 (R$ mil) (1.941) Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,00%- MPX Energia 51,00%

100,00%

Amapari Energia S.A.

e) Brasnorte Transmissora de Energia S.A.

O Consórcio Jauru, liderado pela Eletronorte, venceu o Leilão Aneel nº 004/2007 - Lote C, realizado em 7 de novembro de 2007, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Brasnorte Transmissora de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 53,50%.


Linha de Transmissão Juba – Jauru, circuito duplo, 230 kV, com 129 Km de extensão; Linha de Transmissão Maggi – Nova Mutum, circuito duplo, 230 kV, com 273 Km de extensão; Subestação Juba 230/138 kV, potência 300 MVA ; Subestação Maggi, 230/138 kV, potência 100 MVA, todas no Estado de Mato Grosso.


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Assinatura do contrato de concessão 17.03.2008Período de concessão 30 anosEntrada em operação 17.09.2009Receita anual permitida - RAP (R$ mil) 14.946 Capital social (R$ mil) 179.052 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,71%- Terna Participações S.A. 38,67%- Bimetal Indústria Metalúrgica Ltda 11,62%

100,00%

Brasnorte Transmissora de Energia S.A.

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f) Manaus Transmissora de Energia S.A.

Numa parceria entre a Eletronorte, Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. e Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, foi constituído o Consórcio Amazônia para participar do Leilão Aneel nº 004/2008 - Lote C, realizado em 27 de junho de 2008, de outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Manaus Transmissora de Energia S.A., em 25 de julho de 2008, tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 7%.


Construção, operação e manutenção das seguintes instalações:

- LT Oriximiná (PA) / Itacoatiara (AM), circuito duplo, 500 kV, com extensão de 374 Km; - LT Itacoatiara (AM) / Cariri (AM), circuito duplo, 500 kV, com extensão de 212 Km; - Subestação Itacoatiara em 500/230 kV, 1.800 MVA; - Entradas de linha, módulos gerais, barramentos, reatores de barra e de linha, bancos capacitores, compensador estático, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 16.10.2008Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) out-2011Receita anual permitida - RAP (R$ mil) 101.608 Capital social (R$ mil) 400.000 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 30,00%

- Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 50,50%- Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf 19,50%

100,00%

Manaus Transmissora de Energia S.A.

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g) Porto Velho Transmissora de Energia S.A.

O Consórcio Integração Norte Brasil foi constituído para participar Leilão Aneel nº 007/2008 - Lote A-CC, realizado em 26 de novembro de 2008, de outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Porto Velho Transmissora de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 0,00071%.



- Subestação Coletora Porto Velho em 500/230 kV; - Duas estações conversoras CA/CC/CA tipo Back-to-Back de 400 MW cada; - Linha de transmissão em 230 kV, dois circuitos simples, com extensão aproximada de 17,3 km, com origem na subestação Coletora Porto Velho e término na subestação Porto Velho, ambas localizadas no Estado de Rondônia; - Entradas de linha, barramentos, módulo geral, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 26.02.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) fev-2012Receita anual permitida - RAP (base out-08) - R$ mil 44.752 Capital social (R$ mil) 37.511 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 24,50%- Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 24,50%

- Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 25,50% - Andrade Gutierrez Participações S.A. 25,50%

100,00%

Porto Velho Transmissora de Energia S.A.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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h) Estação Transmissora de Energia S.A.

Foi constituído o Consórcio Integração Norte Brasil para participar do Leilão Aneel nº 007/2008 - Lote C-CC, realizado em 26 de novembro de 2008, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Estação Transmissora de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 10,00%.



- Estação retificadora de corrente alternada, em 500 kV, para corrente contínua, em ± 600 kV, número 01, com capacidade para 3150 MW, localizada na subestação Coletora Porto Velho, no Estado de Rondônia;

- Estação inversora de corrente contínua em ± 600 kV para corrente alternada , em 500 kV, número 01, com capacidade para 2950 MW, localizada na subestação Araraquara 2, no Estado de São Paulo;

- Linhas de Eletrodo e Eletrodos de aterramento nas subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2, ampliações dos módulos gerais, barramentos, transformadores, reatores, filtros, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 26.02.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) abr-2012Receita anual permitida - RAP (R$ mil) 144.755 Capital social (R$ mil) 259.405 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 24,50%- Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 24,50%

- Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 25,50% - Andrade Gutierrez Participações S.A. 25,50%

100,00%

Estação Transmissora de Energia S.A.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


129

i) Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.

Foi constituído o Consórcio Integração Norte Brasil para participar do Leilão Aneel nº 007/2008 - Lote G-CC, realizado em 26 de novembro de 2008, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Norte Brasil Transmissora de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 6,00%.



- Linha de transmissão de corrente contínua em ± 600 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 2375 Km, com origem na subestação Coletora Porto Velho, no Estado de Rondônia e término na subestação Araraquara 2, no Estado de São Paulo.


Assinatura do contrato de concessão 26.02.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) fev-2013Receita anual permitida - RAP (R$ mil) 173.922 Capital social (R$ mil) 62.000 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 24,50%

- Andrade Gutierrez Participações S.A. 25,50% - Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 25,50%- Eletrosul Centrais Elétricas S.A. 24,50%

100,00%

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.

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130

j) Rio Branco Transmissora de Energia S.A.

Foi constituído o Consórcio Porto Velho – Rio Branco para participar do Leilão Aneel nº 001/2009 - Lote D, realizado em 8 de maio de 2009, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Rio Branco Transmissora de Energia S.A. – RBTE, tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 12,28%.



- Linhas de transmissão em 230 kV entre Porto Velho – Abunã e Abunã - Rio Branco, circuito 2, extensão de 487 km, nos Estados de Rondônia e Acre.


Assinatura do contrato de concessão 19.11.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) nov-2011Receita anual permitida - RAP (base mai/09) - R$ mil 24.400 Capital social (R$ mil) 1.001 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,00%

- Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 51,00%100,00%

Rio Branco Transmissora de Energia S.A.

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131

k) Linha Verde Transmissora de Energia S.A.

O Consórcio Porto Velho – Jauru foi constituído para participar do Leilão Aneel nº 001/2009 – Lote C, realizado em 8 de maio de 2009, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Linha Verde Transmissora de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 15,34%.



- Linha de Transmissão Porto Velho – Samuel, circuito 3, em 230 kV, localizada no Estado de Rondônia; - Linha de Transmissão Samuel - Ariquemes, circuito 3, em 230 kV, localizada no Estado de Rondônia; - Linha de Transmissão Ariquemes – Ji-Paraná, circuito 3, em 230 kV, localizada no Estado de Rondônia; - Linha de Transmissão Ji-Paraná – Pimenta Bueno, circuito 3, em 230 kV, localizada no Estado de Rondônia; - Linha de Transmissão Pimenta Bueno – Vilhena, circuito 3, em 230 kV, localizada no Estado de Rondônia; - Linha de Transmissão Vilhena – Jaurú, circuito 3, em 230 kV, localizada nos Estados de Rondônia e Mato Grosso.


Assinatura do contrato de concessão 19.11.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) nov-2011Receita anual permitida - RAP (base mai/09) - R$ mil 42.688 Capital social (R$ mil) 1.001 Composição acionária:- Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,00%

- Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. 51,00%100,00%

Linha Verde Transmissora de Energia S.A.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


132

l) Transmissora Matogrossense de Energia S.A.

O Consórcio Jauru - Cuiabá foi constituído para participar do Leilão Aneel nº 001/2009 – Lote E, realizado em 8 de maio de 2009, objetivando a outorga de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, formando a SPE Transmissora Matogrossense de Energia S.A., tendo a proposta vencedora ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 12,28%.



- Linha de Transmissão de 500 kV entre Jaurú e Cuiabá, circuito simples, extensão de 348 km e subestação Jauru, ambas localizadas no Estado de Mato Grosso.


Assinatura do contrato de concessão 19.11.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) nov-2011Receita anual permitida - RAP (base mai-09) - R$ mil 27.516 Capital social (R$ mil) 1.501 Composição acionária: - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 49,00%

- Alupar Investimenos S.A. 31,00% - Cia. de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP 5,00% - Bimetal Indústria Metalúrgica Ltda 15,00%

100,00%

Transmissora Matogrossense de Energia S.A.

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133

m) Consórcio Brasil dos Ventos

O Consórcio Brasil dos Ventos foi constituído para participar do Leilão Aneel nº 003/2009 – Leilão de Reserva, exclusivo para fonte eólica, realizado em 14 de dezembro de 2009, sagrando-se vencedor nos parques eólicos Aratuá 1, Miassaba 3, Rei dos Ventos 1 e Rei dos Ventos 3, localizados no litoral do Estado do Rio Grande do Norte, cidades de Galinhos e Guamaré. A potência instalada total será de 162 MW e a entrada das unidades em operação será a partir de janeiro de 2011.

• Resumo do resultado do leilão:

Empreendi-mento

Preço de Venda

Investi-mento

(Parque) (R$/MWh) (R$ Milhões)

ARATUÁ Aratua 1 14,4 48,06 151,77 68,44 MIASSABA Miassaba 3 50,4 45,30 152,07 245,03

EOLORei dos Ventos 1 48,6 44,90 152,77 229,42

EOLORei dos Ventos 3 48,6 43,30 153,07 233,67

162,0 - - 776,56

ConsórcioPotência Instalada

(MW)

Fator de Capacidade

(%)

TOTAL

• Participantes na sociedade:

Consórcio Brasil dos Ventos %Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte 24,50

Furnas Centrais Elétricas S.A. 24,50 Grupo J. Malucelli 25,50 Bioenergy Geradora de Energia S.A. 25,50 T O T A L 100,00

As SPEs correspondentes aos empreendimentos estão em fase de formação.

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20.3 - Novas concessões da Eletronorte

a) Linha de Transmissão São Luís II – São Luís III e SEs associadas:

No Leilão Aneel nº 004/2007, realizado em 7 de novembro de 2007, a Eletronorte venceu isoladamente o certame referente ao lote G, obtendo o direito à outorga da concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, correspondente à Linha de Transmissão São Luís II – São Luís III, em 230 kV, no Estado do Maranhão, tendo a proposta ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 51,00%.


-Instalações de transmissão compostas pela linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 36 km, com origem na Subestação São Luis II e término na nova Subestação São Luis III em 230/69 kV (150 MVA), ambas localizadas na cidade de São Luis, capital do Estado do Maranhão. -Entradas de linha, extensão dos barramentos, transformador, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 17.03.2008Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) mai-2010Receita anual permitida - RAP (base nov/07) - R$ mil 2.122

LT São Luís II - São Luís III

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b) Linha de Transmissão Ribeiro Gonçalves – Balsas e SEs associadas:

No Leilão Aneel nº 006/2008, realizado em 3 de outubro de 2008, a Companhia arrematou o Lote A, obtendo o direito à outorga da concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, correspondente à Linha de Transmissão Ribeiro Gonçalves – Balsas, em 230 kV, nos Estados do Piauí e Maranhão, tendo a proposta ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 30,00%.

• Características do empreendimento

-Instalações de Transmissão compostas por linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 95 Km, com origem na Subestação Ribeiro Gonçalves, localizada no Estado do Piauí, e término na Subestação Balsas, localizada no Estado do Maranhão; pela Subestação Ribeiro Gonçalves em 500/230 kV (300 MVA), e 230/69 kV (50MVA), pela Subestação Balsas em 230/69 kV (100 MVA); -Entradas de linha, interligação de barras, barramentos, reatores de linha, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão 28.01.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) jul-2010Receita anual permitida - RAP (base out/08) - R$ mil 6.029

LT Ribeiro Gonçalves - Balsas

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c) Subestação Miranda II

No Leilão Aneel nº 006/2008, realizado em 3 de outubro de 2008, a Companhia venceu isoladamente o certame referente ao lote B, obtendo o direito à outorga da concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, correspondente à Subestação Miranda II, em 500 kV, no Estado do Maranhão, tendo a proposta ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 20,00%.


-Instalações de Transmissão compostas pela Subestação Miranda II, em 500/230 kV (450 MVA); -Entradas de linha, barramentos, reatores de linha, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. -Compõe ainda o Lote B os trechos de linhas de transmissão em 500 kV, compreendidos entre os pontos de seccionamento das Linhas de Transmissão em 500 kV Presidente Dutra - São Luis II, C1 e C2, e a subestação Miranda II, e a aquisição dos equipamentos necessários às modificações e adequações nas entradas de linha das subestações Presidente Dutra e São Luis II.


Assinatura do contrato de concessão 28.01.2009Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) nov-2010Receita anual permitida - RAP (base out/08) - R$ mil 6.285

Subestação Miranda II

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d) Linha de Transmissão Jorge Teixeira - Lechuga

No Leilão Aneel nº 005/2009, realizado em 27 de novembro de 2009, a Companhia venceu isoladamente o certame referente ao lote H, obtendo o direito à outorga da concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica, correspondente à Linha de Transmissão Jorge Teixeira – Lechuga (antiga Cariri), em 230 kV, no Estado do Amazonas, tendo a proposta ofertado um deságio sobre a Receita Anual Permitida – RAP de 0,01%.


-Instalações de Transmissão compostas pela linha de transmissão em 230kV, circuito duplo, com extensão aproximada de 30 km, com origem na Subestação Lechuga (ex-Cariri) e término na Subestação Jorge Teixeira; -Entradas de linha, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.


Assinatura do contrato de concessão (previsão) mar-2010Período de concessão 30 anosEntrada em operação (previsão) jun-2011Receita anual permitida - RAP (base nov/09) - R$ mil 3.454

LT Jorge Teixeira - Lechuga

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20.4 - Uso futuro de bens

Os bens registrados, transitoriamente, a título de uso futuro no serviço concedido, têm a seguinte composição:

2009 2008Terrenos 132 132 Edificações, obras civis e benfeitorias 8.790 8.790 Máquinas e equipamentos 84.766 84.766 TOTAL 93.688 93.688

R$ mil

a) Terrenos

Representados por áreas urbanas e rurais, em fase de avaliação quanto à sua destinação, localizadas em Manaus (AM), São Luís (MA), Porto Velho (RO) e Rio Branco (AC).

b) Edificações, obras civis e benfeitorias

Conjunto de edificações específicas, de caráter técnico-operacional e administrativo, decorrentes de desativação de usina termelétrica e subestação, em processo de adaptação e melhorias, localizadas em Belém (PA) e Porto Velho (RO).

c) Máquinas e equipamentos

Conjunto de unidades termelétricas geradoras de energia elétrica, de 50 MW, em processo de estudos técnicos para adaptação de combustível de biomassa para carvão mineral (R$ 73.109 mil). Compensador estático, em processo de estudos técnicos para instalação e complemento de necessidades operacionais (R$ 11.657 mil), localizadas em Manaus (AM).

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NOTA 21 - IMOBILIZADO

a) Composição

%2009 2008 ( * )

IMOBILIZADO EM SERVIÇOGeração - Hidráulica 16.754.965 16.679.377 2,21- Térmica 401.725 399.522 3,38- Conexão 1.018.435 1.039.437 3,56Transmissão 6.299.567 6.220.484 3,03Administração 66.660 46.800 15,41Comercialização 127.924 127.177 1,30

24.669.276 24.512.797 ( - ) Obrigações Vinculadas à Concessão (nota 21.j) (260.873) (260.873) ( - ) Redução ao valor recuperável (impairment )-UHE Samuel (nota 44) - (616.573) ( - ) Redução ao valor recuperável (impairment )-Sistema Boa Vista (nota 44) (32.679) (32.679)

24.375.724 23.602.672 ( - ) Depreciação/Amortização acumuladasGeração- Hidráulica (7.148.504) (6.755.728) - Térmica (303.720) (289.293) - Conexão (198.550) (205.453) Transmissão (3.071.105) (2.897.953) Administração (35.352) (21.518) Comercialização (40.483) (35.856) (+) Redução ao valor recuperável (impariment )-Sistema Boa Vista (nota 44) 3.311 -

(10.794.403) (10.205.801) TOTAL DO IMOBILIZADO EM SERVIÇO 13.581.321 13.396.871 IMOBILIZADO EM CURSOGeração- Hidráulica 37.718 77.604 - Térmica 60.307 47.550 - Conexão 116.299 356.894 Transmissão 779.894 507.751 Administração 182.695 161.263 Comercialização 7.001 45.368 TOTAL DO IMOBILIZADO EM CURSO 1.183.914 1.196.430 TOTAL DO IMOBILIZADO 14.765.235 14.593.301 (*) Média anual das taxas de depreciação

R$ mil

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b) Principais Instalações em Serviço

UHE Tucuruí 14.034.209 (5.880.089) 8.154.120 UHE Samuel 1.856.165 (908.671) 947.494 SE Imperatriz 558.835 (315.235) 243.600 SE Presidente Dutra 515.049 (303.849) 211.200 SE Vila do Conde 464.569 (344.098) 120.471 SE Elevadora Tucuruí 398.628 (123.512) 275.116 SE São Luís II 393.227 (230.511) 162.716 SE Marabá 376.048 (200.937) 175.111 SE Seccionadora Tucuruí 349.088 (149.416) 199.672 SE Miranda II 242.098 (59.852) 182.246 Outros 5.481.360 (2.281.544) 3.199.816 Sub-Total 24.669.276 (10.797.714) 13.871.562 (-) Obrigações vinculadas à concessão (260.873) - (260.873) (-) Impairment Sistema Boa Vista (32.679) 3.311 (29.368) Total do Imobilizado em Serviço 24.375.724 (10.794.403) 13.581.321

R$ mil

CUSTODEPRECIAÇÃO ACUMULADA

SALDO 2009

c) Principais Instalações em Curso

R$ mil2009

SE Vila do Conde 76.965 SE Maraba 75.063 SE Imperatriz 50.611 Sistema Telecomunicação Maranhão 44.812 Sistema Telecomunicação do Pará 45.522 SE São Luiz II 41.195 SE Guama 35.696 SE Santa Maria 33.214 SE Miranda II 30.019 SE P Dutra 29.725 SE Utinga 28.417 SE Nova Mutum 27.220 SE Peritoro 25.685 SE Coxipo 24.302 Outras 615.468

Total do Imobilizado em Curso 1.183.914

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d) Taxas anuais de depreciação

As taxas anuais de depreciação estabelecidas pelo órgão regulador são as constantes da tabela anexa à Resolução Normativa nº 240/2006, de 5 de dezembro de 2006, da Aneel. As principais taxas praticadas pela Companhia, por Unidades de Cadastro – UC e por Atividade, são as seguintes:

TaxaDepreciação 2009 2008

% a.a.GERAÇÃO

24 Edificações - casa de força 2,0 1.181.027 1.178.845 35 Gerador 3,3 1.076.787 1.076.787 41 Painel, mesa de comando e cubículo 3,0 372.788 362.896 50 Reservatório, barragem e adutora 2,0 9.197.237 9.478.288 85 Turbina hidráulica 2,5 3.458.341 3.112.012

15.286.180 15.208.828 CONEXÃO

19 Condutor 2,5 183.518 168.233 31 Estrutura (postes, torres) 2,5 174.485 230.187 41 Painel, mesa de comando e cubículo 3,0 65.102 67.499 68 Sistema de radiocomunicação 7,1 51.115 51.381 80 Transformador de força 2,5 146.843 133.166

621.063 650.466 TRANSMISSÃO

14 Compensador de reativos 3,3 528.892 554.053 19 Condutor 2,5 1.293.851 1.293.473 23 Disjuntor 3,0 559.082 544.905 31 Estrutura (postes, torres) 2,5 416.534 414.297 80 Transformador de força 2,5 697.630 656.650

3.495.989 3.463.378 ADMINISTRAÇÃO

27 Equipamento geral 10,0 54.767 39.003 88 Veículos 20,0 7.437 7.024

62.204 46.027 COMERCIALIZAÇÃO

19 Condutor 2,5 18.295 18.295 31 Estrutura (postes, torres) 2,5 20.769 20.769 58 Sistema de aterramento 2,5 10.431 10.431 80 Transformador de força 2,5 12.625 12.625 84 Turbina a gás 5,0 26.429 26.429

88.549 88.549 OUTROS 2,5 a 20,0 5.115.291 5.055.549

Sub-total 24.669.276 24.512.797 (260.873) (260.873)

(-) Redução ao valor recuperável (impairment )-UHE Samuel (nota 44) - (616.573) (-) Redução ao valor recuperável (impairment )-Sistema Boa Vista (nota 44) (32.679) (32.679)

(10.794.403) (10.205.801) 13.581.321 13.396.871 Total do Imobilizado em Serviço

(-) Depreciação e amortização acumuladas

Composição do Imobilizado em Serviço por Unidade de Cadastro R$ mil

(-) Obrigações vinculadas à concessão (nota 21.j)

UC Descrição

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e) Vinculação dos bens do Serviço Público de Energia Elétrica

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.

A Resolução Aneel nº 20/1999 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

f) Gastos vinculados a compensações sócioambientais

Em decorrência de exigências legais, relacionadas às obras de expansão da Usina Hidrelétrica Tucuruí – (UHE Tucuruí) e da elevação da cota do seu reservatório, de 72 para 74 metros, bem como da própria operação da usina, houve necessidade de se efetivar o processo de licenciamento desses empreendimentos junto à Secretaria de Estado de Meio Ambiente – Sema, do Estado do Pará, tendo sido definido por aquele órgão, como condicionante para liberação da Licença de Instalação – LI, que a Companhia implantasse diversos programas de mitigação e compensação sócioambientais.

A Companhia assumiu a responsabilidade por desenvolver tais programas, incorrendo em gastos adicionais, para os próximos anos, da ordem de R$ 323.668 mil, com as ações descritas abaixo:

� Plano de ações ambientais da primeira e segunda etapa; � Ações e programas ambientais da elevação da cota (incorporado ao plano de ações ambientais); � Plano de Inserção Regional de Tucuruí (municípios de montante); � Plano de Inserção Regional dos Municípios localizados à jusante da UHE Tucuruí, e por ela impactados; � Programa tripartite firmado entre a Eletronorte/Sema/Poema (Programa Pobreza e Meio Ambiente da Amazônia) para implantação e gerenciamento do mosaico de unidades de conservação do lago de Tucuruí (objeto da compensação ambiental da UHE Tucuruí); � Elaboração e implantação de projetos de geração de emprego e renda para 2.344 famílias de expropriados da primeira etapa da UHE Tucuruí e para 977 famílias do movimento dos atingidos por barragem; � Programa de pesca e ictiofauna, incluindo estudo e projeto para implantação de estação de piscicultura; � Complementações que vierem a ser solicitadas, referentes aos estudos ambientais para implantação de parques aquícolas no reservatório da UHE Tucuruí, resultante do protocolo de intenções assinado com a Secretaria de Aquicultura e Pesca - SEAP e discussões realizadas entre a SEAP, a Eletronorte e a Sema; � Programa de mitigação dos efeitos do deplecionamento do reservatório, incluindo estudo piloto para definição dos métodos de avaliação das áreas críticas durante o deplecionamento do reservatório da UHE Tucuruí; � Programa de recuperação de áreas degradadas; � Programa de germoplasma florestal, incluindo implantação da unidade de propagação e conserva de plantas e projeto especial de reflorestamento na área de influência da UHE Tucuruí; � Programa de unidades de conservação, compreendendo a aplicação dos recursos da

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compensação ambiental na implantação do mosaico de unidades de conservação do lago de Tucuruí e implementação de ações de manejo e obras de infra-estrutura para pesquisa e atividades educativas nas zonas de preservação de vida silvestre;

� Avaliação final do programa de educação em saúde, vigilância epidemiológica e controle de doenças associadas às obras da segunda etapa da UHE Tucuruí; � Programa indígena Parakanã; � Programa de educação ambiental, incluindo a implantação de um centro de educação ambiental no parque ecológico de Tucuruí; � Programa de limnologia e qualidade da água, incluindo estudos e monitoramento de macrofilas aquáticas; � Programa de fiscalização dos recursos naturais, incluindo projeto de implantação de infra-estrutura para reabilitação e destinação de animais apreendidos pelo IBAMA nas operações de fiscalização; � Programa de vigilância entomológica; � Programa de monitoramento e conservação da fauna; � Programa de comunicação, que compreende a elaboração e execução de material de divulgação e comunicação sócioambiental a respeito dos estudos, planos programas e projetos em desenvolvimento da Eletronorte na região; � Elaboração, manutenção e suporte à operação de bancos de dados informatizados dos programas ambientais; � Monitoramento da evolução do uso e ocupação da área de influência do empreendimento; � Estudo e monitoramento da operação hidráulica do reservatório e mitigação de seus efeitos; � Estudos e projetos necessários ao licenciamento ambiental, implantação e operação de aterro sanitário e usina de tratamento de resíduos sólidos; � Projeto de reintegração do canteiro de obras; � Estudos e projeto para licenciamento ambiental, implantação e operação de estação de tratamento de esgoto; � Estudos e projeto para licenciamento ambiental, implantação e operação de estação de tratamento de água; � Estudos antropológicos e ambientais para elaboração, implantação e acompanhamento de programas e projetos para comunidades indígenas da área de influência da UHE Tucuruí; � Estudo para avaliar se existe presença de mercúrio no ecossistema (sedimentos de fundo e em suspensão, água, macrófitas e fauna aquática) e nas populações humanas; � Estudos hidrossedimentológicos e de assoreamento do reservatório; � Monitoramento de erosão nas margens do reservatório (por embate de ondas ou outros processos).

No contexto das compensações ambientais, a Eletronorte ainda assumiu as seguintes responsabilidades:

� Em atendimento à notificação nº 31/2003 – DMA da Secretaria Executiva de Ciência, Tecnologia e Meio Ambiente do Governo do Estado do Pará – SECTAM-PA, referente a aplicação dos recursos da compensação ambienta da UHE Tucuruí, foi celebrado convênio tripartite entre a Eletronorte, SECTAM e Poema – núcleo de ação para desenvolvimento sustentável. Este convênio tem por objeto a implantação, a manutenção, o manejo e o controle ambiental do mosaico de unidades de conservação do lago de Tucuruí, criado pela Lei estadual nº 6.451, de 8 de abril de 2002 e do Parque Estadual Serra dos Martírios/Andorinhas, criado pela Lei estadual nº 5.982, de 25 de julho de 1996;

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� Convênio entre o IBAMA e a Eletronorte para a execução de ações fiscalizatórias na região do entorno e ilhas do reservatório da UHE Tucuruí;

� Convênio celebrado entre a Eletronorte, o Ministério da Ciência e Tecnologia – MCT, por intermédio do Museu Paraense Emílio Goeldi com a participação da Sociedade Amigos do Museu, que tem como objetivo a execução do programa relativo a monitoramento da fauna;

� A SECTAM-PA, por intermédio das notificações nº 332/2002 e 031/2003 – DMA, referente às licenças de operação 234/2002, de instalação 003/2003 e de operação 049/2003, estabeleceu dentre outras exigências, o desenvolvimento de estudos visando a implementação de medidas conjuntas, envolvendo o poder público federal e municipal e a Eletronorte, para as áreas de montante e jusante da UHE Tucuruí;

� A Eletronorte, em atendimento a uma das condicionantes da licença de instalação da segunda etapa do UHE Tucuruí, realizou estudos de cenário socioeconômico da região e elaborou, com a participação da sociedade local, um plano de desenvolvimento sustentável da micro-região da UHE Tucuruí;

� O plano de inserção regional da área a jusante da UHE Tucuruí – PIRTUC, aprovado pela Diretoria Executiva, por meio da resolução nº 0154/2002, de 23 de abril de 2002, constitui a responsabilidade da Eletronorte na implementação do plano de desenvolvimento sustentável da micro-região da UHE Tucuruí e sua contribuição para a concretização do ideal de desenvolvimento sustentável da região a montante da usina, abrangendo os municípios de Tucuruí, Novo Repartimento, Nova Ipixuna, Golanésia do Pará, Itupiranga, Jacundá e Breu Branco;

� O plano de inserção regional da UHE Tucuruí – PIRJUS, aprovado pela Diretoria Executiva, por meio da resolução nº 0075/2004, de 17 de fevereiro de 2004, representa a responsabilidade da Eletronorte na implementação do plano de desenvolvimento sustentável da micro-região da UHE Tucuruí, contribuindo para concretização do ideal de desenvolvimento sustentável da região a jusante da usina, abrangendo os municípios de Cametá, Baião, Igarapé-Miri, Mocajuba e Limoeiro do Ajuru;

� O programa social para os expropriados da UHE Tucuruí, aprovado pela Diretoria Executiva, por meio da RD-0641/2004, de 30 de novembro de 2004, representa o compromisso da Eletronorte com os expropriados da primeira etapa da UHE Tucuruí.

Considerando que a segunda etapa da UHE Tucuruí se encontra concluída e que as responsabilidades vinculadas a compensações ambientais que foram assumidas pela Eletronorte se constituíram em condicionantes indispensáveis para a emissão das Licenças de Instalação e execução do empreendimento em questão, a Administração entende que os gastos daí decorrentes representam efetivos custos de obra (reservatório), razão pela qual reconheceu no balanço de 2007, a título de provisão, o citado montante.

A despesa de depreciação, correspondente ao valor não realizado financeiramente da provisão constituída, está sendo adicionada, mensalmente, na apuração do lucro real.

A Companhia gastou o montante de R$ 31.379 mil com esse programa no exercício de 2009.

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g) Despesas por Natureza de Gastos transferidas para as Ordens em Curso

Pessoal (757.795) 12.182 (745.613) (797.808) 11.757 (786.051)

Material (77.534) 207 (77.327) (53.124) 194 (52.930)

Serviços de terceiros (210.928) 3.032 (207.896) (175.413) 2.232 (173.181)

Depreciação e amortização (618.992) 525 (618.467) (633.111) 1.228 (631.883)

Outras (118.182) 638 (117.544) (81.291) 920 (80.371)

TOTAL (1.783.431) 16.584 (1.766.847) (1.740.747) 16.331 (1.724.416)

TRANSF. IMOBILIZADO

EM CURSO

TRANSF. IMOBILIZADO

EM CURSOLÍQUIDO LÍQUIDO

R$ mil

2009 2008

TOTALTOTAL

h) Bens em comodato

A Companhia emprestou para a Amazonas Distribuidora de Energia S.A. , mediante contrato de comodato: Usina Termelétrica Electron, compreendendo 06 unidades geradoras a diesel GE, transformador, sistema de recebimento de óleo diesel, sistema de tratamento de óleo diesel, disjuntores, quadros de comando, controle e proteção, transformador de serviços auxiliares, equipamentos de serviços auxiliares, sobressalentes e equipamentos de informática, com potência instalada de 120 MW, no seguinte valor:

2009 2008

Valor bruto 26.629 26.629 ( - ) Depreciação acumulada (26.629) (26.628) Sub total - 1 Imobilizado em curso 21.373 11.483 Valor residual 21.373 11.484

R$ mil

i) Bens da União em regime especial

A Companhia mantém registrado, no sistema extrapatrimonial, bens da União em regime especial de utilização, na atividade de geração, vinculados à UHE Coaracy Nunes, localizada no Estado do Amapá, no seguinte valor:

2009 2008

Valor bruto 70.013 70.013 ( - ) Depreciação acumulada (70.013) (70.013) Valor residual - -

R$ mil

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


146

j) Obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Representam os valores repassados pela União e pelos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimentos no Serviço Público de Energia Elétrica. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para concessões de geração, transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.

Em virtude da sua natureza, as obrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica não representam obrigações financeiras efetivas, não devendo, dessa forma, ser incluídas como exigibilidades para fins de determinação de indicadores econômico-financeiros, inclusive, figuram no Balanço Patrimonial como redutoras do saldo do ativo não circulante-Imobilizado.

Essas obrigações foram corrigidas monetariamente até 31 de dezembro de 1995.

2009 2008

313 313

227.756 227.756

32.804 32.804

260.873 260.873 TOTAL

Participações financeiras do consumidor

Participações da União

R$ mil

Outros

NOTA 22 - INTANGÍVEL

2009 2008

Direitos de propriedade ou de uso 28.571 28.571 20%

(-) Amortização acumulada (16.250) (10.536)

TOTAL 12.321 18.035

Taxa anual de

amortização

R$ mil

Valor correspondente a gastos com a aquisição e implantação de direitos de uso de software.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


147

NOTA 23 – FORNECEDORES

2009 2008

Encargos de uso da rede elétrica 58.825 53.147 Fornecedores de energia elétrica 62.979 82.882 Fornecedores de materiais, serviços e combustíveis 358.928 135.265 TOTAL 480.732 271.294

R$ mil

a) Encargos de uso da rede elétrica

Refere-se a obrigações perante Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica, em função do encargo pelo transporte da potência de energia elétrica e dos valores a ele relacionados, conforme Avisos de Débitos emitidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

b) Fornecedores de energia elétrica

Refere-se a obrigações decorrentes da compra de energia elétrica de Produtor Independente de Energia - PIE e, também, importação de energia elétrica de empresa venezuelana.

c) Fornecedores de materiais, serviços e combustíveis

Refere-se a obrigações perante fornecedores, relacionadas com compras de materiais, combustíveis e prestação de serviços.

NOTA 24 - FOLHA DE PAGAMENTO

2009 2008Imposto de renda retido na fonte 11.429 10.359 Entidade de previdência complementar 4.392 3.844 Empréstimos sob consignações 1.460 1.994 Contribuições previdenciárias 1.269 1.188 Outras 61 1 TOTAL 18.611 17.386

R$ milCONSIGNAÇÕES EM FAVOR DE TERCEIROS

Refere-se a consignações em favor de terceiros descontadas dos empregados e administradores na folha de pagamento do mês de dezembro de 2009 e que serão repassadas aos credores em janeiro de 2010.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


148

NOTA 25 - EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos em moedas estrangeiras e moeda nacional são:

a) Resumo da dívida de empréstimos e financiamentos

Encargos Encargos

MOEDAS ESTRANGEIRAS - Eletrobrás 10.245 42.278 525.536 15.325 57.056 766.939 - Instituições Financeiras 52 1.459 3.590 85 2.328 6.677

10.297 43.737 529.126 15.410 59.384 773.616 MOEDA NACIONAL - Eletrobrás - 171.563 2.689.719 - 185.933 6.545.991 - BNDES 2.775 101.739 585.000 3.183 93.121 694.413 - Petrobras - 99.285 66.707 - 95.324 148.344

2.775 372.587 3.341.426 3.183 374.378 7.388.748 TOTAL 13.072 416.324 3.870.552 18.593 433.762 8.162.364

R$ mil2009 2008

Circulante Circulante

PRINCIPAL PRINCIPAL

Não Circulante

Não Circulante

Toda dívida com a Eletrobrás tem a mesma como garantidora. A dívida com instituições financeiras é garantida pelo Tesouro Nacional. A dívida com o BNDES é garantida pela receita proveniente da venda de energia elétrica.

Sobre os empréstimos e financiamentos incidem atualização monetária, encargos e taxas de juros de 6% a 14,03% a.a., para o mercado interno e variação cambial, encargos, imposto de renda e taxas de juros de 2,48% a 8% a.a., para o mercado externo.

b) Composição dos empréstimos e financiamentos por moeda

MOEDAS/INDEXADORES $ mil R$ mil % $ mil R$ mil %

NACIONALR$ - 3.716.789 86,44 - 2.398.108 27,84

IGP-M - - - - 5.368.203 62,31 ESTRANGEIRA

Y 8.798.607 165.493 3,85 9.366.240 241.649 2,81 US$ 238.757 415.724 9,67 255.742 597.670 6,94

EURO 775 1.942 0,04 2.807 9.089 0,10 TOTAL 4.299.948 100,00 8.614.719 100,00

2009 2008

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


149

c) Indicadores

Os principais indicadores utilizados para atualização de empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais:

2009 2008(1,72) 9,81

(27,10) 62,89(25,49) 31,94(22,57) 24,13EURO

MOEDAS/INDICADORESIGP-M

Y (Iene Japonês)US$ (Dólar Americano)

d) Programação dos vencimentos

O principal dos empréstimos e financiamentos que compõem o não circulante, no montante de R$ 3.870.552 mil, equivalente a US$ 2.222.922 mil, tem seus vencimentos assim programados:

ANONACIONAL ESTRANGEIRA TOTAL

2011 357.709 49.389 407.098 2012 286.834 45.799 332.633 2013 291.504 45.799 337.303 2014 296.549 45.799 342.348 2015 302.253 35.883 338.136

Após 2015 1.806.577 306.457 2.113.034 TOTAL 3.341.426 529.126 3.870.552

MOEDAR$ mil

e) Mutações dos empréstimos e financiamentos

Encargos Circulante Não Encargos Circulante Não Circulante Circulante

Saldo em 31.12.2007 114.188 166.054 6.585.233 13.418 2.008 597.106 Refinanciamentos (793.329) - 793.329 - - - Provisão de encargos 1.053.592 - - 47.039 - - Variação monetária e cambial - 821 453.434 4.791 14.164 221.988 Transferências - 443.248 (443.248) - 45.479 (45.478) Amortizações / pagamentos (371.268) (235.744) - (49.838) (2.268) - Saldo em 31.12.2008 3.183 374.379 7.388.748 15.410 59.383 773.616 Ingressos - - 41.767 - - - Refinanciamentos (828.631) - 828.631 - - - Provisão de encargos 1.214.400 - - 49.296 - - Variação monetária e cambial - (736) (75.781) (3.273) (15.304) (194.026) Transferências - 818.738 (818.738) - 50.464 (50.464) Quitação por Aumento Capital - - (4.023.201) - - - Amortizações / pagamentos (386.177) (819.794) - (51.136) (50.806) - Saldo em 31.12.2009 2.775 372.587 3.341.426 10.297 43.737 529.126

R$ milMOEDA NACIONAL MOEDA ESTRANGEIRA

PRINCIPAL PRINCIPAL

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


150

Por meio da Deliberação nº 204, de 21 de dezembro de 2009, do Conselho de Administração da Eletrobrás, foi realizada a conversão de parte da dívida da Eletronorte, no montante de R$ 4.023.201 mil, em Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC.

Após a conversão do montante acima em AFAC, o saldo devedor da Eletronorte, decorrente de empréstimos e financiamentos concedidos pela sua Controladora com recursos ordinários (ECF-1848/1998 e DEL 012/2007), passou a ser de R$ 1.583.263 mil, que foi repactuado por meio do Contrato Nº ECF-2794/2009, de 30 de dezembro de 2009.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


f) Detalhamento dos empréstimos e financiamentos em 31.12.2009

SALDO

R$ mil Moeda Taxa de juros Taxa de Administ.

BNDES - 03278231025 / 03278231017 AMPLIAÇÃO DA UHE TUCURUÍ - MAQ. 13 A 23. 689.515 R$ TJLP + 3,5% a.a. - 120 15/10/2006 15/09/2016 Pa

ELETROBRÁS - ECF - 1424/96 - RES 377/96 UHE COARACY NUNES E SISTEMA ASSOCIADO 24.012 R$ 13,95% a.a. 3% a.a. 120 30/07/1999 30/06/2016 Pa

ELETROBRÁS - ECF - 1545/97 - RES. 610 E 790 LT TUC/ALTAMIRA/SE TUC/SE ALTAMIRA 88.623 R$ 14,03% a.a. 3% a.a. 120 30/04/1999 30/03/2016 Pa

ELETROBRÁS - ECF - 1554/97 - RES. 272 E 544 UTE SANTANA/UTE RIO MADEIRA/SE JARÚ/UTE RIO BRANCO E RIO ACRE 19.159 R$ 13,95% a.a. 3% a.a. 120 30/07/1999 30/06/2016 Pa

ELETROBRÁS - ECF - 1630/97 - RES 868/97 SE JI-PARANÁ 1.276 R$ 14,03% a.a. 3% a.a. 120 30/05/1999 30/04/2016 Par

ELETROBRÁS - ECF - 1659/97 - RES 960/97 SE MIRANDA II 2.146 R$ 13,98% a.a. 3% a.a. 120 30/07/1999 30/06/2016 Par

ELETROBRÁS - ECF - 1674/97 - RES 869/97 INTERLIGAÇÃO NORTE SUL 2.514 R$ 18,75% a.a. 3% a.a. 36 30/04/1999 30/03/2009 Parc

ELETROBRÁS - ECF - 1679/97 LT TUCURUÍ / CAMETÁ E SE CAMETÁ 856 R$ 9,75% a.a. 2% a.a. 60 30/09/1999 30/08/2011 Parcela

ELETROBRÁS - ECF - 2092/01 AMPLIAÇÃO DA UHE TUCURUÍ 298.617 R$ 5,42% a.a. 3% a.a. 180 30/09/2007 30/09/2022 Pa

ELETROBRÁS - ECF - 2272/02 - RES 765/02 EXPANSÃO DA UHE TUCURUÍ (MAQ. 13 A 23) 641.089 R$ 5% a.a. 2% a.a. 120 29/10/2002 29/10/2012 Parce

ELETROBRÁS - ECF - 2273/02 - RES 766/02 SISTEMA DE TRANSMISSÃO JAURU/COXIPÓ E PDD/PERITORÓ 157.668 R$ 5% a.a. 2% a.a. 120 29/10/2002 29/10/2012 Parce

ELETROBRÁS - ECF - 2710/08 SISTEMA DE TRANSMISSÃO UHE SAMUEL 14.840 R$ 5,00% 2,00% 60 31/01/2011 31/12/2015 Parcelas Mensais

ELETROBRÁS - ECF - 2257/09 SISTEMATRANSMISSÃO SE MARANHÃO, MATO GROSSO, PARÁ, ACRE E RONDÔNIA 23.857 R$ 6,00% 1,00% 120 30/04/2011 30/03/2021 Parcelas Mensais

ELETROBRÁS - ECF - 2258/09 SISTEMA TRANSM. SE VILA DO CONDE, MARABÁ, IMPERATRIZ, PRES DUTRA E MIRANDA 3.362 R$ 6,00% 1,00% 120 30/04/2011 30/03/2021 Parcelas Mensais

ELETROBRÁS - ECF - 2794/09 REPACTUAÇÃO DE DÍVIDA DA ELETRONORTE JUNTO A ELETROBRÁS 1.583.263 R$ 6,00% 1,00% 240 30/01/2010 31/12/2029 Parcelas Mensais

PETROBRÁS CONTRATO DE CONFISSÃO DE DIVÍDA - REFINANCIAMENTO DE ICMS 165.993 R$ 6% a.a. 6 % a.a. 60 31/07/2006 31/07/2011 Parce

CREDIT NATIONAL - BALBINA - FRETES E SEGUROS UHE BALBINA 76 EURO 3,5 % a.a. - 34 30/06/1997 31/12/2013 Parcelas S

CREDIT NATIONAL - BALBINA UHE BALBINA 194 EURO 3,5 % a.a. - 48 30/06/1992 31/12/2015 Parcelas

CREDIT NATIONAL - SAMUEL UHE SAMUEL 1.625 EURO 3,5 % a.a. - 48 30/06/1993 31/12/2016 Parcelas

CREDIT NATIONAL - BALBINA - FRETES E SEGUROS UHE BALBINA 46 EURO 3,5 % a.a. - 32 30/06/1997 31/12/2012 Parcelas S

DMLP - TESOURO NACIONAL DIVERSOS 3.159 EURO 8,00 % a.a. - 21 30/04/2004 15/04/2014 Parcelas

ELETROBRÁS - ECR 257/97 - BID INTERLIGAÇÃO NORTE SUL 356.048 US$ 6,83 % a.a. - 20 06/10/2001 06/04/2024 Parcela

ELETROBRÁS- ECR 259/98 - CAF INTERLIGAÇÃO BRASIL/VENEZUELA 56.517 US$ Libor + 3,25 % a.a. - 14 04/02/2002 04/08/2014 Parcelas Semestrais

ELETROBRÁS - ECR 260/98 - EXIMBANK INTERLIGAÇÃO NORTE SUL 165.493 YEN 2,48 % a.a. - 20 04/04/2002 06/04/2024 Parcela

TOTAL 4.299.948

CONDIÇÕES FINANCEIRASPROJETOCONTRATO

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NOTA 26 - TAXAS REGULAMENTARES

2009 2008

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos-CFURH 21.697 15.656

Conta de Consumo de Combustível - CCC 10.099 11.404

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 2.626 2.721

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 11.097 7.266

Reserva Global de Reversão - RGR 24.334 51.572

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 1.568 1.340

TOTAL 71.421 89.959

R$ mil

NOTA 27 - PLANO PREVIDENCIÁRIO E OUTROS BENEFÍCIOS AOS EMPREGADOS

27.1 - Programa Previdenciário

A Companhia instituiu um programa de benefícios complementares aos do regime geral da Previdência Social, cuja administração cabe a Previnorte, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, instituída e patrocinada pela Companhia, caracterizada como entidade fechada de previdência complementar conforme exigências da legislação brasileira.

A Eletronorte patrocina dois planos de benefícios previdenciários:

a) Plano de Benefício Definido – Plano 01-A

Implantado em 21 de junho de 1988, que complementa o salário real médio dos últimos anos de atividade em relação ao valor do benefício da Previdência Social. Tal plano contava, na data de 31 de dezembro de 2009, com 83 participantes ativos, 527 aposentados e 175 pensionistas. Esse plano está em extinção.

b) Plano de Contribuição Definida – Plano 01-B

Implantado em 1º de fevereiro de 2000, definido como plano de renda mensal por prazo certo, complementar ao benefício da Previdência Social, calculada em função do saldo acumulado na conta do participante. Tal plano contava, na data de 31 de dezembro de 2009, com 5.308 participantes ativos, 282 aposentados e 61 pensionistas.

Na qualidade da patrocinadora/instituidora, a Eletronorte contribui com uma parcela mensal igual à parcela mensal de contribuição dos empregados participantes da Previnorte nos Planos 01-A e 01-B, limitada a 7% da sua folha mensal de salários, cujo custo no exercício de 2009 foi de R$ 27.045 mil (R$ 23.489 mil em 2008).

O programa de benefícios previdenciários é mantido por meio de duas modalidades de planos. O Plano de Benefício Definido – BD, inicialmente instituído, garante aos participantes um benefício complementar ao benefício percebido pela Previdência Social, calculado com base nos últimos 36

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salários de contribuição do participante. Esse Plano foi fechado a novas adesões a partir do ano 2000, quando a Companhia optou por criar um Plano de Contribuições Definidas – CD. No Plano CD, a renda da inatividade é uma consequência das contribuições vertidas e capitalizadas pelos participantes e pela Eletronorte, tornando o risco atuarial da Companhia quase nulo. No ano 2000, os participantes do plano BD e interessados no Plano CD puderam migrar para este Plano Previdenciário, com a transferência das reservas acumuladas até então, as quais agregadas às novas contribuições vertidas para este plano compuseram o benefício complementar a que o participante ou o seu beneficiário fez jus.

A reestruturação do Plano de Benefício, com o consequente saldamento dos benefícios proporcionais, para aqueles participantes que migraram do Plano de Benefício Definido (01-A) para o Plano de Contribuição Definida (01-B), redundou num passivo atuarial, cuja amortização foi realizada em 60 parcelas mensais, no período de 15 de novembro de 2000 a 15 de outubro de 2005, conforme contrato firmado com a Previnorte em 14 de dezembro de 2000.

Prevalece o regime atuarial de capitalização com avaliações periódicas realizadas pela Previnorte, em conformidade com a legislação da previdência privada, reportadas ao órgão de fiscalização e controle do Ministério da Previdência e Assistência Social.

A Companhia passou a adotar os procedimentos recomendados pela Deliberação CVM no

371/2000, procedendo a avaliação atuarial independente dos passivos decorrentes dos benefícios pósemprego. Os critérios e hipóteses adotadas nessa avaliação independente seguem os padrões recomendados pela CVM e pelo IBRACON e podem diferir daquelas adotadas pela administração do programa, as quais seguem legislações específicas, impedindo, assim, as comparações simples de resultados. Detalhes das hipóteses atuariais adotadas são descritos mais adiante.

Em 31 de dezembro de 2009, o valor presente das obrigações da Companhia com o programa previdenciário era R$ 265.423 mil, suportados por ativos acumulados e investidos no mercado financeiro – por meio da Previnorte - em montante de R$ 337.972 mil.

A Companhia, tendo em vista que a destinação de ativos superavitários do plano previdenciário ainda carece de definições de procedimentos concretos, não efetua o registro formal do excesso de cobertura. Apenas para efeito de divulgação, desde a adoção da Deliberação CVM nº 371/2000, há ganhos acumulados diferidos no valor de R$ 33.829 mil, o que, segundo as regras da citada Deliberação, reduziria o eventual reconhecimento do excesso para R$ 38.720 mil, como demonstrado nos quadros seguintes.

A Deliberação CVM nº 371/2000 permite à Companhia o reconhecimento apenas da parcela dos ganhos ou perdas atuariais que exceda a 10% do total da obrigação atuarial ou do total dos ativos garantidores (deles o maior). O excesso deve ser reconhecido em prazo dado pelo tempo médio de serviço que ainda resta a ser prestado à Companhia pelos beneficiários, até a aposentadoria, que em 31 de dezembro de 2009 era de 4,8 anos no Plano BD.

Embora os planos sejam avaliados de forma segregada, a demonstração de obrigações e ativos constituídos do programa previdenciário da Companhia dá-se de forma consolidada.

A seguir encontra-se o detalhamento dos compromissos referentes ao programa previdenciário da Companhia, na forma das alíneas aplicáveis do item 81, da Deliberação CVM no 371/2000, na data-base de 31 de dezembro de 2009.

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Tábua de mortalidade e sobrevivência AT 83 Tábua de entrada em invalidez Light Fraca Tábua de mortalidade de inválidos AT 83 Tábua / taxa de rotatividade Nula Taxa de juros atuarial ao ano (longo prazo) 6,00% Taxa de inflação projetada ao ano 4,50% Taxa de retorno de curto prazo ao ano 10,77% Taxa de crescimento real de salários ao ano 2,00% Fator de capacidade de benefícios 1 Fator de capacidade salarial 0,98

HIPÓTESES ATUARIAIS E FINANCEIRAS

POPULAÇÃO 2009 20081. Participantes ativos 83 84 2. Beneficiários: 2.1. Aposentados 527 537 2.2. Pensionistas 175 166 TOTAL 785 787

ESTATÍSTICAS SOBRE OS DADOS CADASTRAIS

CARACTERÍSTICAS ETÁRIAS 2009 20081. Participantes ativos 1.1. Idade média 54,50 53,40 1.2. Serviço creditado total 27,00 25,90 1.3. Tempo para aposentadoria 4,80 3,90 2. Aposentados 2.1. Idade média 67,80 66,90 3. Pensionistas 3.1. Idade média 62,80 61,50

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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2010 (projeção)

2009 2008

I - OBRIGAÇÕES CONSOLIDADAS(a) No início do exercício 265.423 251.117 222.839 (b) Custo de serviço 1.246 1.039 860 (c) Custo dos juros 25.971 25.914 21.829 (d) Benefícios pagos (22.129) (21.691) (17.816)(e) Ganhos e perdas - 9.044 23.405 (f) No fim do exercício 270.511 265.423 251.117 II – ATIVOS GARANTIDORES(a) No início do exercício 337.972 309.976 251.223 (b) Retorno esperado dos ativos 29.994 29.596 38.790 (c) Contribuições e aportes 2.611 2.821 1.629 (d) Benefícios pagos (22.129) (21.691) (17.816)(e) Ganhos e perdas - 17.270 36.150 (f) No fim do exercício 348.448 337.972 309.976 III- ESTADO DE COBERTURANo fim do exercício 77.937 72.549 58.859

ESTADO DE EQUILÍBRIO DO PLANOR$ mil

2009 2008(a) No início do exercício (25.603) (12.858)(b) Nas obrigações do ano 9.045 23.405 (c) Nos ativos garantidores (17.270) (36.150)(d) Amortizações - - (e) No fim do exercício (33.829) (25.603)(f) Limite de diferimento 33.797 30.997 (g) Prazo de diferimento 5 4 (h) Reconhecimento exercício seguinte 7 -

(GANHOS) E PERDAS ACUMULADOS R$ mil

R$ mil2010

(projeção) (a) Custo do serviço 1.246 (b) Custo dos juros 25.971 (c) Retorno esperado nos ativos (29.994) (d) Contribuições de participantes (1.628) (e) Amortizações (7) Total do custo de curto prazo (4.412)

CUSTO PERIÓDICO DO PLANO

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EXERCÍCIOS R$ mil

2010 22.1292011 22.4432012 22.8002013 23.2092014 23.5622015 23.9112016 24.0482017 23.7582018 23.5672019 23.0422020 22.5252021 21.9752022 20.8722023 19.8802024 18.506

FLUXO DE PAGAMENTOS DE BENEFÍCIOS DE LONGO PRAZO

R$ mil

2009

(PASSIVO)/ATIVO LÍQUIDO TOTAL

Valor no início do exercício 33.256 Custo do serviço corrente (1.039) Custo dos juros (25.914) Rendimento esperado sobre os ativos do 29.596 Amortizações - Ganhos ou perdas atuariais - Contribuições pagas 2.821 Benefícios pagos pelo plano - Valor no final do exercício - Benefícios pagos pelo plano - Valor no final do exercício 38.720

RECONCILIAÇÃO DO (PASSIVO)/ATIVO

27.2 - Outros Programas de Benefícios

A Companhia oferece outras vantagens a seus empregados, das quais se identificam duas geradoras de obrigações pós-emprego: o programa de assistência médica vitalícia a empregados aposentados por invalidez e seus dependentes e a apólice de seguro de vida em grupo estendida à adesão de aposentados. A obrigação de R$ 17.263 mil, avaliada em 31 de dezembro de 2009, corresponde à massa presente e projetada de beneficiários, segundo as hipóteses de entrada em invalidez atuarialmente adotadas.

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A Companhia subsidia apenas os prêmios da apólice de seguro de vida para os empregados ativos. Como, todavia, a apólice é coletiva, abrangendo as massas de ativos e de aposentados, sob prêmio único, há a transferência inter geracional de custeio. Embora a vigência dessa apólice seja anual, a Companhia optou pela aplicação da Deliberação CVM nº 371/2000 na avaliação do custo pós emprego, apurando uma obrigação de R$ 13.830 mil no longo prazo.

O conjunto dessas obrigações resulta no passivo de R$ 31.093 mil ao final de 2009 (nota 33).

A Companhia não efetuou o registro formal do excesso de cobertura no montante de R$ 38.720 mil, por ser referente a ativo atuarial (planos superavitários).

Considerando que os Outros Programas de Benefícios apontam obrigações de R$ 31.093 mil, foi constituída provisão neste valor.

Eis os dados da avaliação desses programas de benefícios:

MASSA SEGURADA ATIVOS INATIVOS TOTALSegurados titulares 3.685 128 3.813 Idade média 44,6 59,7 45,1 Nível de adesão 1,000 0,169 0,972 Prêmios anuais (em R$) 3.684.362 61.058 3.745.420 Taxa segregada calculada 0,002526 0,008514 0,002624 Taxa equalizada contratada 0,003845 0,003845 0,003845 Capital segurado médio (em R$) 260.037 124.041 255.472

ESTADO DE EQUILÍBRIO POR PLANOS 2009 - R$ mil

SEGURO DE VIDA

SAÚDE TOTAL

I - OBRIGAÇÕES CONSOLIDADAS(a) No início do exercício 18.710 17.549 36.259 (b) Custo de serviço 1.200 1 1.201 (c) Custo dos juros 1.803 1.096 2.899 (d) Benefícios pagos - (185) (185)(e) Ganhos e perdas (7.883) (1.198) (9.081)(f) No fim do exercício 13.830 17.263 31.093 II – ATIVOS GARANTIDORES(a) No início do exercício - - - (b) Retorno esperado dos ativos - - - (c) Contribuições e aportes - 185 185 (d) Benefícios pagos - (185) (185)(e) Ganhos e perdas - - - (f) No fim do exercício - - - III- ESTADO DE COBERTURANo fim do exercício 13.830 17.263 31.093

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NOTA 28 - TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

2009 2008CIRCULANTEParcelamento Especial (PAES) - 3.393 Contribuições Previdenciárias 12.158 11.552 Contribuição para Financiamento da Seguridade Social-COFINS 22.802 24.875 Contribuição para Formação Patrimônio do Servidor Público-PASEP 4.950 5.399 Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 13.040 8.756 Fundo de Garantia por Tempo de Serviço - FGTS 4.792 4.310 Imposto de Renda Retido na Fonte - IRRF 68 70 Imposto sobre Serviço - ISS 2.065 1.984 Retenção de Tributos Federais - Lei 10.833/2003 23.905 17.961 Outros 4.624 3.045

TOTAL DO CIRCULANTE 88.404 81.345

NÃO CIRCULANTEParcelamento Especial (PAES) - 29.406 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE - 29.406

TOTAL GERAL 88.404 110.751

R$ mil

a) Parcelamento Especial – PAES

Em 30 de maio de 2003, foi instituído pelo Governo Federal, por meio da Lei nº 10.684, o Parcelamento Especial – PAES, o qual se destinava a promover a regularização de débitos tributários e previdenciários, vencidos até 28 de fevereiro de 2003.

Considerando que a Companhia foi submetida a um processo de fiscalização pela Previdência Social, tendo sido emitidas diversas notificações, depois de esgotadas todas as discussões na esfera administrativa, foi formalizada a opção pelo referido parcelamento em 31 de julho de 2003,mediante a entrega do termo de adesão ao PAES.

Neste exercício, a Companhia recolheu o montante de R$ 11.212 mil, quitando o citado parcelamento, considerando as reduções dos acréscimos legais e a utilização de prejuízos fiscais para quitação dos mesmos, previstas na Lei nº 11.949/2009, cujas principais informações estão demonstradas a seguir:

2009 2008 Pagamentos a título de amortizações mensais efetuados no exercício (1.953) (2.841) Débito incluido pela RFB no exercício - 2.535 Juros incorridos a vencer - 2.485 Pagamento a título de juros no exercício (930) (1.186) Redução de acréscimos legais - Lei nº 11.941/2009 (*) (8.700) - Utilização de prejuízos fiscais - Lei nº 11.941/2009 (*) (10.004) - Pagamento à vista para quitação parcelamento - Lei nº 11.941/2009 (11.212) -

Saldo do PAES na data do Balanço - 32.799

PAES - Dívida com a Receita Federal do Brasil - RFBR$ mil

*Valores ainda não homologados pela Receita Federal do Brasil.

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b) Contribuições Previdenciárias

Contribuições devidas à RFB, SESI e SENAI incidentes sobre a folha de pagamento (parte patronal) e sobre serviços prestados por pessoas físicas.

c) Contribuição para Financiamento da Seguridade Social – COFINS

Contribuições devidas à RFB sobre a receita da Companhia, do mês de dezembro de 2009, para recolhimento no mês de janeiro de 2010, apuradas nos regimes cumulativo e não-cumulativo de tributação.

d) Contribuição para Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP

Contribuições devidas à RFB sobre a receita da Companhia, do mês de dezembro de 2009, para recolhimento no mês de janeiro de 2010, apuradas nos regimes cumulativo e não-cumulativo de tributação.

e) Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS

Imposto devido aos fiscos estaduais, incidente sobre a venda de energia elétrica e nas aquisições de mercadorias e serviços, incluindo a parcela do diferencial de alíquota das aquisições interestaduais.

f) Fundo de Garantia por Tempo de Serviço – FGTS

Contribuição devida à Caixa Econômica Federal incidente sobre a folha de pagamento do mês de dezembro de 2009 e 13° salário.

g) Imposto de Renda Retido na Fonte – IRRF

Imposto devido à RFB, retido de prestadores de serviços e sobre encargos nos empréstimos de mútuo com a controladora e coligadas.

h) Imposto sobre Serviços – ISS

Imposto devido aos fiscos municipais, incidente sobre os serviços prestados pela Companhia, bem como retenção sobre serviços prestados por pessoas físicas e jurídicas.

i) Retenção – Tributos Federais – Lei nº 10.833/2003

Retenção conjunta de IR, CSLL, COFINS e PASEP, devidos à RFB, incidentes sobre as aquisições de material e serviços de pessoas jurídicas.

j) Outros

Outros tributos devidos, entre os quais destacam-se as contribuições devidas pela controladora ao FUST – Fundo da Universalização dos Serviços de Telecomunicações e FUNTTEL – Fundo para o Desenvolvimento Tecnológico das Telecomunicações, incidentes sobre os serviços de comunicação multimídia prestados pela Companhia.

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NOTA 29 - PESQUISA E DESENVOLVIMENTO – P&D

A Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, dispõe sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica. O art. 2º da mencionada lei estabelece que as concessionárias de geração e empresas autorizadas à produção independente de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento no setor elétrico. O art. 4º definiu a destinação dos recursos da seguinte forma: 0,5% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT (criado pelo Decreto-Lei nº 719, de 31 de julho de 1969, e restabelecido pela Lei nº 8.172, de 18 de janeiro de 1991), e o outro 0,5% para projetos de pesquisa e desenvolvimento segundo regulamentos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel.

Com a edição da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, que alterou o art. 4º da Lei nº 9.991, a destinação do 1% da receita operacional líquida passou para: 0,4% - recolhimento ao FNDCT; 0,4% - para aplicações em projetos de pesquisa e desenvolvimento, segundo regulamentos estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel; 0,2% - recolhimento ao Ministério de Minas e Energia – MME, a fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.

Por meio da Resolução Normativa nº 219, de 11 de abril de 2006, a Aneel aprovou o Manual dos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica, versão 2006, com os procedimentos para elaboração, apresentação, análise, acompanhamento, fiscalização e encerramento dos respectivos Programas Anuais, assim como da base de cálculo dos respectivos recursos e demais disposições. Aprovou também alterações no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, incluindo no Plano de Contas, as contas destinadas a contabilização dos recursos a serem repassados ao FNDCT (0,4% da receita operacional líquida), ao MME (0,2% da receita operacional líquida) e aplicação em projetos de pesquisa e desenvolvimento (0,4% da receita operacional líquida).

Por intermédio da Resolução Normativa nº 233, de 24 de outubro de 2006, a Aneel estabeleceu novos critérios e procedimentos para cálculo, aplicação e recolhimento, pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas, dos recursos a serem destinados aos projetos de Eficiência Energética e/ou Pesquisa e Desenvolvimento, bem como ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e ao Ministério de Minas e Energia – MME, previstos na Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2007, sem alterar os percentuais citados anteriormente.

De acordo com o citado Manual, o período de cálculo da receita operacional líquida da Companhia, para fins de investimento em pesquisa e desenvolvimento, compreende o período de abril a março do ano seguinte.

Por meio da Resolução Normativa nº 316, de 13 de maio de 2008, a Aneel revogou a Resolução Normativa nº 233, de 24 de outubro de 2006, aprovou o Manual do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica, versão 2008, contendo os procedimentos para elaboração, envio, avaliação inicial e final, fiscalização e encerramento dos respectivos projetos, partilha das receitas provenientes da comercialização de seus resultados, assim como a base de cálculo dos respectivos recursos e demais disposições.

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Atendendo ao disposto no Ofício Circular nº 127/2009 – SFF/Aneel, de 16 de janeiro de 2009, a Companhia transferiu para o Passivo Não Circulante, os recursos de P&D sem destinação estabelecida, analisados quanto ao prazo de sua aplicabilidade.

A posição em 31 de dezembro de 2009 dos recursos aplicados em Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento e dos repasses ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e ao Ministério de Minas e Energia – MME, identificados por ciclo, é a seguinte:

2009 2008PASSIVO CIRCULANTEProjetos de pesquisa e desenvolvimento 74.782 41.979 Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT 2.012 18.651 Ministério de Minas e Energia – MME 1.006 9.326 TOTAL 77.800 69.956 PASSIVO NÃO CIRCULANTE Projetos de pesquisa e desenvolvimento 14.198 28.540 ATIVO CIRCULANTE Custos com projetos em andamento (24.825) (20.588) TOTAL GERAL 67.173 77.908

R$ milRESUMO

2009abr/dez/

2008 2007 / 2008

2006 / 2007

2005 / 2006

2004 / 2005

2003 / 2004

2002 / 2003

2001 / 2002

2000 / 2001

TOTAL

PASSIVO CIRCULANTEExigência legal - 11.317 14.668 12.233 10.071 9.750 7.722 9.932 8.297 5.800 89.790 Custos com projetos encerrados (*) - - - - - (1.332) (6.834) (9.626) (8.316) (6.106) (32.214) Remuneração - Taxa Selic - 1.540 3.838 5.150 3.293 1.499 291 2 - - 15.613 Gastos superiores à exigência legal - - - - 1.013 - - 255 19 306 1.593 TOTAL - 12.857 18.506 17.383 14.377 9.917 1.179 563 - - 74.782 PASSIVO NÃO CIRCULANTEExigência legal 13.726 - - - - - - - - - 13.726 Remuneração - Taxa Selic 472 - - - - - - - - - 472 TOTAL 14.198 - - - - - - - - - 14.198

ATIVO CIRCULANTE

Custos com projetos em andamento (*) - (59) (114) - (14.377) (8.754) (958) (563) - - (24.825)

TOTAL GERAL em 31.12.2009 14.198 12.798 18.392 17.383 - 1.163 221 - - - 64.155

Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento

R$ mil C I C L O S

(*) Os valores referentes aos custos com Projetos em andamento são contabilizados no Ativo Circulante, por meio de Ordem de Serviço – ODS, durante o período de realização dos mesmos. Quando do encerramento dos Projetos, os custos são transferidos para o Passivo Circulante, amortizando o valor correspondente aos recursos em poder da Companhia.

2009 2008

Exigência legal 13.726 25.985

Recolhimentos (11.714) (7.334)

TOTAL 2.012 18.651

R$ mil PASSIVO CIRCULANTE Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico -

FNDCT

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2009 2008

Exigência legal 6.863 12.993

Recolhimentos (5.857) (3.667)

TOTAL 1.006 9.326

R$ mil PASSIVO CIRCULANTE Ministério de Minas e Energia - MME

Atendendo determinação dos citados dispositivos legais, a Companhia contabilizou no resultado deste exercício, em pesquisa e desenvolvimento, o montante de R$ 34.314 mil (2008 – R$ 38.039 mil), como dedução da receita operacional.

Além dos investimentos exigidos por lei, a Companhia aplicou em outros importantes Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento, não submetidos à Aneel, a importância de R$ 2.610 mil (2008 – R$ 6.037 mil), e também efetuou aportes de recursos ao Centro de Pesquisa de Energia Elétrica – CEPEL, no valor de R$ 9.498 mil (2008 – R$ 9.010 mil).

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NOTA 30 – PRÉ-VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 2004 a Companhia participou do leilão de compra de energia elétrica realizado pelo consumidor industrial Alumínio Brasileiro S.A. – Albrás, para um período de 20 anos, sendo 750 MW médios/mês, de junho de 2004 a dezembro de 2006 e 800 MW médios/mês, de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, estabelecendo como parâmetro para a celebração do contrato um preço mínimo compatível com a tarifa de equilíbrio da Usina Hidrelétrica de Tucuruí.

O preço final ofertado foi composto por um preço base, acrescido de um prêmio, calculado em função da cotação do alumínio no mercado internacional.

Com base nestas condições, a Albrás, visando reduzir o preço base, fez uma oferta de pré-compra de energia.

Dessa forma, o edital de licitação previa o pagamento antecipado, que se constituiria em créditos de energia antecipadamente adquirida pela Albrás e que seria amortizado durante o período de fornecimento, em parcelas fixas mensais expressas em MW médios, de acordo com a tarifa vigente no mês do faturamento.

Esse passivo apresenta a seguinte posição em 31 de dezembro:

CIRCULANTE LONGO PRAZO TOTAL2008 37.778 1.018.488 1.056.266 2009 39.292 978.980 1.018.272

ANOR$ mil

ANO VALORES AMORTIZAÇÕESLIBERADOS EFETUADAS

2004 300.000 (15.968) 284.032 2005 500.000 (29.201) 754.831 2006 250.000 (29.979) 974.852 2007 150.000 (32.900) 1.091.952 2008 - (35.686) 1.056.266 2009 - (37.994) 1.018.272

TOTAL 1.200.000 (181.728) 1.018.272

R$ mil

SALDO

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NOTA 31 - OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

2009 2008

Provisão de férias 39.988 32.655

Encargos sociais sobre provisão de férias 17.064 13.796

TOTAL 57.052 46.451

R$ mil

a) Provisão de férias

Corresponde ao período já adquirido (integral e/ou proporcional), cujas férias não foram ainda gozadas.

b) Encargos sociais sobre provisão de férias

Refere-se a encargos sociais que serão recolhidos por ocasião do gozo das férias, no total de 37%, conforme percentuais citados abaixo:

- 25,7% - Contribuições previdenciárias - 8,0% - Fundo de Garantia do Tempo de Serviço – FGTS. - 1,8% - Serviço Social da Indústria – SESI. - 1,5% - Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – SENAI.

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NOTA 32 – CONVÊNIOS

2009 2008Convênio nº 310/2006 - DNIT 120.393 9.175

Convênio nº 010/2001 - MME 3.819 3.662 Convênio nº 010/2004 - MME 3.183 2.955 Convênio nº 011/2004 - MME 1.477 1.382 Convênio nº 001/2006 - MME 1.039 4.735 Convênio nº ECV-083/2005 - Eletrobrás 146 137 Convênio nº ECV-199/2006 - Eletrobrás 366 338 Convênio nº ECV-250/2007 - Eletrobrás 7.647 4.446 Convênio nº ECV-273/2008 - Eletrobrás 4 - Convênio s/ nº - Estado do Amapá 567 1.235 Outros convênios 279 201 TOTAL 138.920 28.266

R$ mil

� Convênio nº 310/2006 – Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes - DNIT

Saldo de recursos recebidos por conta do convênio nº 310 – DAQ-DNIT, firmado em 29 de dezembro de 2006, para continuidade da execução das obras civis das eclusas 1 e 2, canal, dique intermediário, execução de serviços de projetos, fabricação, fornecimento, transportes, montagem e testes dos equipamentos mecânicos e eletromecânicos específicos para as eclusas, destinadas a transposição do desnível criado pela construção da barragem da Usina Hidrelétrica (UHE) Tucuruí, no Estado do Pará.

� Convênio nº 010/2001 - Ministério de Minas e Energia – MME

Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº 010/2001, firmado em 27 de dezembro de 2001, para elaboração de inventários de bacias hidrográficas e estudos de viabilidade de empreendimentos de interesse estratégico do setor elétrico.


Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº 010/2004, firmado em 30 de setembro de 2004, para execução dos serviços de levantamento, cadastramento, diagnóstico, manutenção preventiva e corretiva, obras, tombamento e regularização patrimonial, assim como atividades que se tornem necessárias para a execução do Plano de Revitalização e Capacitação do Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios – PRC-PRODEEM, criado pelo Decreto Federal de 27 de dezembro de 1994.

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Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº 011/2004, firmado em 30 de setembro de 2004, para execução de estudos, projetos, serviços, obras e atividades necessárias à instalação e capacitação em operação e manutenção, tombamento, regularização patrimonial e cadastramento de sistemas de geração de energia elétrica, com fontes renováveis e auto-sustentáveis, para atendimento de comunidades desassistidas do serviço convencional de energia elétrica, localizadas na área de atuação da Eletronorte, iniciando pelo Estado do Maranhão, conforme a Fase V do Programa de Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios – PRODEEM, criado pelo Decreto Federal de 27 de dezembro de 1994.


Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº 001/2006, firmado em 22 de junho de 2006, para elaboração de estudos e projetos que envolvem as atividades de planejamento e de monitoramento da operação e expansão do sistema elétrico brasileiro, para manter o equilíbrio entre a oferta e a demanda de energia elétrica.

� Convênio nº ECV-083/2005 - Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás

Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº ECV-083/2005 firmado em 25 de janeiro de 2006 para desenvolvimento de um programa de ações integrante do PROCEL – Programa Nacional de Conservação de Energia elétrica, de forma a tornar eficiente, quanto ao uso da energia elétrica, os sistemas de iluminação, climatização e motores elétricos da Fundação Hospitalar do Acre – FUNDHACRE, bem como a conscientização dos funcionários do hospital nos conceitos e fundamentos de eficiência energética, além do descarte dos materiais retirados e divulgação dos resultados do projeto implementado através da elaboração de uma documentação específica.


Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº ECV-199/2006, firmado em 18 de outubro de 2006, para capacitar professores da Educação Básica da Rede Pública, nos Estados de Rondônia, Acre, Pará, Maranhão, Tocantins e Mato Grosso, com o intuito de formar uma consciência conservacionista em seus alunos, levando-os, como consumidores, a adotarem procedimentos para uso racional de energia elétrica e atuarem como agentes de divulgação desses procedimentos, bem como proporcionar aos alunos de ensino fundamental e médio das escolas envolvidas, atividades lúdicas relativas às informações passadas pelo seu professor e também promover o prêmio Eletronorte de Eficiência Energética Escolar.

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Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº ECV-250/2007, firmado em 19 de dezembro de 2007, para acompanhamento, fiscalização e gerenciamento pela Eletronorte, das atividades necessárias e credenciar a participação do Aproveitamento Hidrelétrico – AHE Belo Monte em leilão de geração, atividades essas coordenadas pela Eletrobrás.


Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio nº ECV-273/2008, firmado em 1º de dezembro de 2008, para desenvolvimento de ações integrantes do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL, com objetivo de adquirir, instalar, implantar e acompanhar o uso de equipamentos de informática para a utilização das Unidades de Gestão Energéticas Municipais – UGEMs, nos municípios de Ananindeua - PA, Abaetetuba - PA, Tucuruí - PA, Ariquemes - RO, Candeias do Jamarí - RO, São José de Ribamar - MA, Presidente Dutra - MA e Imperatriz - MA.

� Convênio s/nº - Estado do Amapá

Saldo de recursos recebidos por conta do Convênio s/nº, firmado em 20 de abril de 2006, para execução de obras da primeira etapa do Programa de Eletrificação Rural que integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica – “Luz para Todos” do Ministério de Minas e Energia – MME, a serem executadas na área de concessão da Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, cujo montante equivale a até 11% (sendo 10% participação do Estado e 1% da Eletronorte) do custo total das respectivas obras do referido Programa.

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NOTA 33 - PROVISÕES

NO NOEXERCÍCIO EXERCÍCIO

CIRCULANTE Tributárias (7.501) 14.449 46.887 46.887 Fornecedores - - 74.628 74.628 Outras 7.870 7.870 - - TOTAL CIRCULANTE 369 22.319 121.515 121.515

NÃO CIRCULANTE Trabalhistas (3.688) 154.601 (44.526) 158.289 Tributárias (2.784) 3.362 1.802 6.146 Cíveis (171.755) 518.511 38.595 690.266 Benefício pós-emprego 28.090 31.093 3.003 3.003 TOTAL NÃO CIRCULANTE (150.137) 707.567 (1.126) 857.704 TOTAL GERAL (149.768) 729.886 120.389 979.219

R$ mil20082009

ACUMULADA ACUMULADA

A Companhia vem sendo acionada em diversos processos judiciais decorrentes do curso normal das suas operações, incluindo ações de natureza trabalhista, tributária e cível.

A Administração, seguindo as boas práticas contábeis e em atendimento ao disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, aprovado pela Resolução Aneel n° 444, de 26 de outubro de 2001, e NPC 22 e 27 do IBRACON, adota o procedimento de classificar os processos judiciais impetrados contra a Companhia em função do risco de perda, baseado na opinião dos consultores jurídicos, da seguinte forma:

� Para os processos cujo desfecho desfavorável para a Companhia seja considerado como provável, são constituídas provisões;

� Para os processos cujo desfecho desfavorável para a Companhia seja considerado como possível, as informações correspondentes são divulgadas em notas explicativas;

� Para os processos cujo desfecho desfavorável para a Companhia seja considerado como remoto, somente são divulgadas em notas explicativas as informações que, a critério da Administração, sejam julgadas de relevância para o pleno entendimento das Demonstrações Contábeis.

Durante o exercício de 2009 a Administração procedeu a uma avaliação dos riscos de contingências relacionados a tais processos judiciais e, baseada na opinião de seus consultores jurídicos, constituiu provisão para os riscos, cujas chances de um desfecho desfavorável é considerado provável, no seguinte contexto:

� Os processos judiciais trabalhistas são compostos, na sua grande parte, de ações relativas a adicional de periculosidade, Plano Bresser, horas extras, cálculo de multa de FGTS, alinhamento de curva salarial, etc;

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� Os processos judiciais cíveis de maior relevância são de caráter indenizatório de natureza financeira e por reclamatórias de áreas inundadas pelos reservatórios de usinas hidrelétricas;

� Na área tributária existem algumas questões envolvendo Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS.

Processos judiciais não provisionados

Deixou-se de provisionar os seguintes processos, por representarem baixo risco de perda para a Companhia (risco possível) de acordo com opinião dos consultores jurídicos:

R$ mil2009 2008

Trabalhistas 175.993 27.946 Tributários 990.925 1.376.593 Cíveis 767.548 108.034 TOTAL 1.934.466 1.512.573

NOTA 34 - OUTRAS CONTAS A PAGAR

2009 2008CIRCULANTECentrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás 59.259 53.909 Diversos 9.228 20.651 TOTAL DO CIRCULANTE 68.487 74.560 NÃO CIRCULANTEDiversos 1.434 1.368 TOTAL NÃO CIRCULANTE 1.434 1.368 TOTAL GERAL 69.921 75.928

R$ mil

� Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás

Refere-se a parte de dívida da Companhia, oriunda do Acordo Geral do Setor Elétrico, em função do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, instituído pelo Governo Federal em 2001, que foi quitada pela Eletrobrás.

R$ mil21.195 32.714 53.909 5.350

59.259 Saldo em 31.12.2009

Valor original (+) Remuneração pela SELICSaldo em 31.12.2008(+) Remuneração pela SELIC

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NOTA 35 - PATRIMÔNIO LÍQUIDO E RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO DE CAPITAL

35.1 - Capital social

O capital subscrito e totalmente integralizado, no valor de R$ 4.177.205 mil, está representado por 82.353.465 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal.

O valor patrimonial da ação em 31.12.2009 é de R$ 75,34 (2008 – R$ 75,33).

35.2 - Composição acionária

Nº DE CAPITAL Nº DE CAPITAL

AÇÕES % INTEGRALIZADO AÇÕES % INTEGRALIZADO

R$ mil R$ milCentrais Elétricas Brasileiras S.A.-Eletrobrás 81.552.306 99,03 4.147.206 81.552.306 99,03 4.147.206Prefeitura Municipal de Manaus 263.513 0,32 9.867 263.513 0,32 9.867Centrais Elétricas do Pará S.A.-Celpa 247.635 0,30 9.273 247.635 0,30 9.273Cia. Energética do Amazonas-Ceam 146.382 0,18 5.481 146.382 0,18 5.481Governo do Estado de Roraima 35.992 0,04 1.348 35.992 0,04 1.348Cia. de Eletricidade do Acre-Eletroacre 22.016 0,03 824 22.016 0,03 824Centrais Elétricas de Rondônia S.A.-Ceron 13.949 0,02 522 13.949 0,02 522Prefeitura Municipal de Boa Vista 8.568 0,01 321 8.568 0,01 321União Federal 1.804 0,00 68 1.804 0,00 68Outras pessoas físicas 31.531 0,04 1.195 31.917 0,04 1.195Outras pessoas jurídicas 29.769 0,03 1.100 29.383 0,03 1.100TOTAL 82.353.465 100,00 4.177.205 82.353.465 100,00 4.177.205

2009 2008

ACIONISTAS

35.3 - Reservas de capital

2009 2008

2.011.460 2.011.460

2.011.460 2.011.460 TOTAL

Doações e subvenções para investimentos

R$ mil

Essa reserva é proveniente da Conta de Resultados a Compensar – CRC, reconhecida patrimonialmente por ocasião da liquidação dos compromissos do Tesouro Nacional, por força da extinção do regime de remuneração garantida, vigente no setor elétrico brasileiro até o ano de 1993, nos termos da Lei n° 8.631/1993.

35.4 - Reservas de lucros

De acordo com a legislação societária foi constituída Reserva Legal com base em 5% do lucro líquido do exercício, limitada a 20% do capital social (nota 57).

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35.5 - Recursos destinados a aumento de capital

O Conselho de Administração da Eletrobrás, por meio da Deliberação nº 136, de 30 de outubro de 2009, autorizou a capitalização de parte da dívida de empréstimos e financiamentos da Companhia junto à sua Controladora, no montante de R$ 4.023.201 mil condicionado a parecer favorável do Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST) e da Procuradoria Geral da Fazenda Nacional (PGFN) e que, em função de tais pareceres não terem sido ainda emitidos, por meio da Deliberação nº 204, de 21 de dezembro de 2009, converteu a citada importância em Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC.

NOTA 36 – RECEITA OPERACIONAL

Resumo das operações com venda de energia elétrica disponibilização do sistema de transmissão:

2009 2008 2009 2008 2009 2008FORNECIMENTO FATURADOIndustrial 11 13 14.707.897 15.232.440 984.648 1.312.574 Comercial 2 2 557.446 696.223 54.353 64.341

13 15 15.265.343 15.928.663 1.039.001 1.376.915

SUPRIMENTO 51 49 22.947.511 22.743.511 1.963.620 2.016.141 COMERCIALIZAÇÃO (CCEE) - - - - 126.372 211.345 DISPONIBILIZAÇÃO SISTEMA TRANSMISSÃO - - - - 767.537 703.708

51 49 22.947.511 22.743.511 2.857.529 2.931.194 ICMS FATURADO - - - - (58.667) (52.144)TOTAL 64 64 38.212.854 38.672.174 3.837.863 4.255.965

N° de Consumidores Mwh * R$ mil

(*) informações não auditadas

� Comercialização (CCEE)

Representa as receitas resultantes das operações processadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, correspondentes a créditos junto aos agentes que operam na CCEE.

Os valores referentes às operações realizadas no âmbito da CCEE foram registrados com base nas informações divulgadas pela mesma, sendo que, conforme disciplina o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, o montante correspondente ao mês de dezembro de 2009 foi estimado pela Companhia, uma vez que não foi disponibilizado em tempo hábil.

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NOTA 37 - OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS

2009 2008Prestação de serviços a concessionárias 26.785 24.049

Arrendamentos e aluguéis 1.592 1.489

Conta de Consumo de Combustível - CCC 137.187 159.455

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 33.937 37.169

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 81.972 48.655

Prestação de serviços - outras 1.312 3.414 TOTAL 282.785 274.231

R$ mil

a) Prestação de serviços a concessionárias

Refere-se, basicamente, a prestação de serviços pela Companhia, a Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica, referente à operação e manutenção de instalações.

b) Arrendamentos e aluguéis

Refere-se, basicamente, a compartilhamento de instalações da Companhia com Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica.

c) Prestação de serviços – outras

Refere-se, basicamente, a prestação de serviços pela Companhia, a outras Empresas, referente à inspeção e manutenção de instalações.

NOTA 38 - ENCARGOS SETORIAIS

2009 2008

Reserva Global de Reversão - RGR (*) (96.315) (111.607)

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (*) (33.937) (37.169)

Conta de Consumo de Combustível - CCC (*) (137.187) (159.455)

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (*) (34.314) (38.039)

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia - PROINFA (*) (81.972) (48.655)

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH (181.491) (155.768)

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (18.821) (16.071)

TOTAL (584.037) (566.764)

R$ mil

(*) dedutíveis da receita

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NOTA 39 - ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA

MWh * R$ mil MWh * R$ mil

629.537 (61.249) 567.020 (55.774) 2.071.566 (165.428) 2.222.616 (248.675)

- (13.301) - (27.878)

2.701.103 (239.978) 2.789.636 (332.327) TOTAL

Importada da Venezuela

2008

Mercado de Curto Prazo - CCEEProdutor Independente de Energia

2009

(*) informações não auditadas

a) Energia importada da Venezuela

Refere-se à importação de energia elétrica da Venezuela, e vendida, na totalidade, para a concessionária de distribuição Boa Vista Energia S.A., localizada na cidade de Boa Vista - RR.

b) Produtor Independente de Energia

Refere-se à compra de energia de Produtor Independente de Energia – PIE, localizado em Porto Velho – Rondônia, e vendida, na totalidade, para a concessionária de distribuição: Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – Ceron.

c) Mercado de Curto Prazo – CCEE

Representa as despesas resultantes das operações processadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, correspondentes a débitos junto aos agentes que operam na CCEE.

Os valores referentes às operações realizadas no âmbito da CCEE foram registrados com base nas informações divulgadas pela mesma.

NOTA 40 - ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

Corresponde aos custos provenientes do uso feito pela Companhia do Sistema de Transmissão Interligado, pertencente a outras concessionárias transmissoras de energia elétrica, para escoar a energia da Companhia.

Os valores são faturados mensalmente, por meio de Avisos de Débito – AVD emitidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

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NOTA 41 - DESPESAS OPERACIONAIS / CUSTO DO SERVIÇO PRESTADO A TERCEIROS

a) Despesas com vendas

2009 2008

Pessoal (12.344) (8.320) Material (1.697) (28) Serviços de terceiros (2.727) (2.503) Depreciação e amortização (1.661) (4.426) Provisões e reversões (105.019) (348.932) Baixa RTE - Energia Livre (48.786) - Outras despesas (512) (391) TOTAL (172.746) (364.600)

R$ mil

b) Despesas gerais e administrativas

2009 2008

Pessoal (323.597) (340.593) Material (5.373) (5.288) Serviços de terceiros (69.442) (56.826) Depreciação e amortização (13.178) (11.311) Outras despesas (20.201) (22.788) TOTAL (431.791) (436.806)

R$ mil

c) Outras despesas operacionais

2009 2008

Provisões (34.187) (92.119) Reversões de provisões 215.869 25.035 Outras despesas (20.719) (24.334) TOTAL 160.963 (91.418)

R$ mil

d) Custo do serviço prestado a terceiros

2009 2008

Pessoal (5.463) (3.017) Material (68) (206) Serviços de terceiros (910) (1.399) Outros custos (476) (364) TOTAL (6.917) (4.986)

R$ mil

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NOTA 42 - RESULTADO DO SERVIÇO DE COMUNICAÇÃO MULTIMÍDA

Por meio do Termo de Autorização para exploração do Serviço de Comunicação Multimídia nº 148/2003, assinado pela Anatel em 11 de novembro de 2003, foi ratificada a autorização expedida à Companhia para prestação, em regime privado, do Serviço de Comunicação Multimídia - SCM, de interesse coletivo, sem caráter de exclusividade.

O SCM é um serviço fixo de telecomunicações que possibilita a oferta, em âmbito nacional e internacional, de capacidade de transmissão, emissão e recepção de informações multimídia, utilizando quaisquer meios a assinantes (pessoa natural ou jurídica que possui vínculo contratual com a autorizada, para a fruição do SCM) dentro de uma área de prestação de serviço.

A autorização objeto do citado termo tem como área de prestação de serviço o território nacional e foi expedida por prazo indeterminado.

A Eletronorte possui o SCM com 47 estações ópticas fixas em operação, que são utilizadas para comunicações corporativas, tais como: teleproteção do sistema elétrico, interligação de centrais privadas de comutação telefônica, transmissão de dados etc, nos Estados do Pará e Rondônia.

Essa atividade vem sendo tratada contabilmente como Não Vinculada ao Serviço Público de Energia Elétrica.

O resultado do exercício, com o SCM, está demonstrado abaixo:

2009 2008

Receita do SCM 9.806 5.170 (-) FUST (76) (49) (-) FUNTTEL (38) (24) (-) COFINS (294) (155) (-) PASEP (64) (34) (-) ISS (94) (81) (-) Taxa de fiscalização ANATEL (54) - TOTAL 9.186 4.827

R$ mil

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NOTA 43 – RESULTADO FINANCEIRO

2009 2008

Rendas - Aplicações financeiras 7 90.521 129.120

- Empréstimos concedidos 9 3.785 53.080

94.306 182.200 Acréscimos moratórios - Juros sobre atraso de pagamento - faturas de energia 8 49.056 41.177

- Multa sobre atraso de pagamento - faturas de energia 8 16.593 15.808

65.649 56.985 Variação monetária ativa - Emprestimos concedidos 9 5.632 53.692

- Depósitos judiciais 4.1g-18 39.212 -

- Outros 13.353 6.720

58.197 60.412 Variação monetária cambial passiva - Contratos de empréstimos vinculados ao IGPM 25 86.680 (454.255)

- Contratos de empréstimos vinculados ao Dolar Americano 25 147.554 (146.621)

- Contratos de empréstimos vinculados ao EURO 25 838 (941)

- Contratos de empréstimos vinculados ao IENE 25 64.210 (93.381)

- Outros (16.039) (7.201)

283.243 (702.399)Encargos de empréstimos e financiamentos

- Contratos em moeda nacional 25 (1.214.400) (1.053.592)

- Contratos em moeda estrangeira 25 (49.296) (47.039)

(1.263.696) (1.100.631)Outras receitas e despesas financeiras 46.933 (4.531)

TOTAL (715.368) (1.507.964)

R$ mil nota

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NOTA 44 – OUTRAS (DESPESAS) RECEITAS

2009 2008

OUTRAS DESPESAS

Impairment - UHE SAMUEL (Reversão/Provisão) 598.269 (616.573)

Impairment - Instalações da Eletronorte em Roraima - (32.679)

Perdas na alienação/desativação de bens e direitos (1.047) (27.722)

Empregados cedidos com ônus para Eletronorte (9.900) (7.978)

Diversas (5.824) (3.648)

581.498 (688.600)

OUTRAS RECEITAS

Ganhos na alienação/desativação de bens e direitos 752 338

Diversas 231 1.036

983 1.374 TOTAL 582.481 (687.226)

R$ mil

a) Impairment – UHE Samuel

A Usina Hidrelétrica de Samuel, no Estado de Rondônia, começou a ser construída na década de setenta, época de enormes dificuldades logísticas na Região Norte do País. Além disso, a obra ficou paralisada por um longo tempo, fatos que contribuíram, de forma preponderante, para que seu custo se tornasse incompatível com a sua capacidade de gerar receita.

Assim, no exercício de 2008 a administração contratou consultoria especializada com a finalidade de avaliar a recuperabilidade do empreendimento. Os estudos apontaram um valor não recuperável de R$ 616.573 mil, sinalizando a necessidade de impairment, que foi contabilizado, conforme preceitua o CPC 01.

Por meio da Portaria nº 89, de 11 de março de 2010, o Ministro de Minas e Energia prorrogou, pelo prazo de vinte anos, a contar de 14 de setembro de 2009, a concessão outorgada à Companhia, para exploração da UHE Samuel, determinando, ainda, que a citada prorrogação apenas terá eficácia com a assinatura do Contrato de Concessão entre a Companhia e o Poder Concedente, representado pela Aneel.

Considerando a prorrogação da concessão e as orientações da Controladora, de que a análise para fins de impairment deve ser feita sobre o fluxo consolidado do segmento ao qual o ativo se relaciona, e que atualmente a UHE Samuel está inserida no Sistema Interligado Nacional, a Companhia reverteu o saldo do valor de impairment existente em 31 de dezembro de 2009.

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b) Impairment – Instalações da Eletronorte em Roraima

A Companhia compra energia elétrica da C. V. G. Electrificación Del Caroni – EDELCA, da Venezuela, com o objetivo de trazer energia para a cidade de Boa Vista – RR, onde supre a sua subsidiária integral Boa Vista Energia S.A..

Essa operação tem a característica de comercialização (compra e venda de energia elétrica), contudo, para viabilizá-la, a Companhia foi levada a adquirir ativos de valores relevantes (linha de transmissão, subestação, máquinas etc).

No exercício de 2008 a Administração solicitou uma avaliação interna, com base em fluxo de caixa descontado, para testar a recuperabilidade desses ativos. Os estudos apontaram um valor não recuperável de R$ 32.679 mil, que foi contabilizado, conforme preceitua o CPC 01, tendo sido mantido neste exercício, em função dos novos estudos terem apontado nesse sentido.

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NOTA 45 - IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL SOBRE O LUCRO LÍQUIDO

A apuração do Imposto de Renda – IR, da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL e os créditos fiscais acumulados estão escriturados no Livro de Apuração do Lucro Real - LALUR, conforme a seguir:

45.1- Apuração do Lucro Real

2009 2008

Lucro (prejuízo) antes do IR e CSLL 363.381 (2.424.557) Efeitos das adições e (exclusões): Ajustes Lei nº 11.941/2009 (RTT)* (611.627) 653.743 Equivalência patrimonial 40.919 483.529 Provisões (reversões de provisões) 129.300 800.733 Dividendos de participações societárias - (14.899) Demais adições (exclusões) (309.014) (273.662) Prejuízo fiscal para efeito de tributação (387.041) (775.113)

R$ mil

(*) Regime Tributário de Transição - RTT

Em função da apuração de prejuízo fiscal, não foi constituída provisão para IRPJ e CSLL neste exercício.

Por força de decisão específica do Supremo Tribunal Federal, a controladora não apurou a CSLL até o exercício de 2007. A partir do exercício de 2008, em função da jurisprudência dos tribunais superiores e orientações da sua Consultoria Jurídica a Companhia passou a apurar tal contribuição, retroagindo, inclusive, aos últimos 5 anos, cujos valores apurados relativos aos exercícios de 2006 e 2007, no montante de R$ 46.887 mil, foram provisionados no exercício de 2008.

Neste exercício, a Companhia recolheu o montante de R$ 22.185 mil considerando as reduções dos acréscimos legais e a utilização de prejuízos fiscais para quitação dos mesmos, previstos na Lei nº 11.941/2009, liquidando os débitos relativos aos exercícios de 2006 e 2007, cujas principais informações estão demonstradas a seguir:

R$ mil2009

Débitos da CSLL dos exercícios de 2006 e 2007 (principal) 22.185 Acréscimos Legais 9.422 Total da CSLL a recolher com acréscimos legais 31.607 Redução de acréscimos legais - Lei nº 11.941/2009 (*) (6.681) Utilização de prejuízos fiscais - Lei nº 11.941/2009 (*) (2.741) Pagamento a vista para quitação da CSLL - Lei nº 11.941/2009 (22.185) Saldo da CSLL dos exercícios de 2006 e 2007 -

RESUMO DE QUITAÇÃO DA CSLL

*Valores ainda não homologados pela Receita Federal do Brasil.

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45.2- Créditos Fiscais

2009 2008

Prejuízos fiscais acumulados 4.358.872 4.036.132 Bases de cálculo negativas da CSLL 4.409.854 4.036.132 Provisões não dedutíveis 2.318.583 2.299.011 Remuneração das imobilizações em curso - diferida 514.843 598.593 Valor de recuperação de ativos - Ajustes do RTT 47.672 649.253 Demais adições temporárias 128.677 186.953

CRÉDITOS FISCAIS (Bases de Cálculo)R$ mil

a) Prejuízos Fiscais acumulados

Saldos dos prejuízos fiscais acumulados, escriturados na Parte B do LALUR, compensáveis em até 30% dos lucros tributários futuros para fins de IR.

b) Bases de cálculo negativas da CSLL

Saldos das bases negativas da CSLL, escriturados na Parte B do LALUR, compensáveis em até 30% dos lucros tributários futuros para fins da CSLL.

c) Provisões não dedutíveis

Provisões contábeis não aceitas pelo fisco como dedutíveis na apuração do IR e CSLL, escrituradas na Parte B do LALUR, passíveis de ajustes futuros por meio de baixas e/ou reversões.

d) Remuneração das Imobilizações em Curso – diferida

Receita de juros de obras em andamento, sobre o capital de terceiros, isenta de tributação, calculada até o exercício de 1995, diferida por determinação do Poder Concedente à época, e incorporada ao ativo imobilizado, realizada mensalmente pela depreciação e ajustada na apuração do lucro real para fins de IR e CSLL, controlada na Parte B do LALUR.

e) Valor de recuperação de ativos

Ajuste contábil em função da avaliação dos ativos previsto na Lei nº 11.638/2007 (nota 4.1.k), que de acordo como Regime Tributário de Transição – RTT, previsto na Lei nº 11.941/2009 o efeito fiscal deve ser eliminado na apuração do IR e CSLL.

f) Demais adições temporárias

Outras adições fiscais registrados na Parte B passíveis de ajustes futuros.

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Em junho de 2002 foi publicada a Instrução CVM n° 3 71 que estabeleceu condições para o registro contábil de ativos fiscais diferidos, decorrentes de diferenças temporárias e de prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social. Essas condições incluem histórico de rentabilidade e expectativa de geração de lucros tributários futuros, fundamentadas em estudo técnico de viabilidade, que permitam a realização do ativo fiscal diferido. Dessa forma, a administração não vem contabilizando os créditos fiscais, tendo em vista que somente no exercício de 2006 e 2007 a Companhia apurou lucro tributário.

45.3- Imposto de Renda a compensar

Neste exercício, em função da quitação dos débitos do Parcelamento Especial – PAES (nota 28.a) e CSLL (item 1 desta nota), junto à Receita Federal do Brasil, utilizando crédito de prejuízo fiscal para liquidação dos acréscimos legais, nos termos da Lei nº 11.941/2009, foi constituído crédito tributáriode imposto de renda no montante de R$ 12.745 mil, para fazer face a esta quitação conforme demonstrativo a seguir:

CRÉDITO TRIBUTÁRIO SOBRE PREJUÍZO FISCAL R$ mil

PAES - Parcelamento Especial 10.004CSLL - Contribuição Social sobre o Lucro Líquido 2.741TOTAL 12.745

NOTA 46 - DESPESAS DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA POR NATUREZA DE GASTOS

2009 2008

Pessoal (745.613) (786.051) Material (77.327) (52.930) Serviços de terceiros (207.896) (173.181) Combustível para produção de energia elétrica (962.645) (1.142.260) (-) Parcela de combustível subsidiada pela CCC 893.327 1.025.234 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (181.491) (155.768) Energia elétrica comprada para revenda (239.978) (332.327) Encargos de uso do sistema de transmissão (520.282) (466.255) Depreciação e amortização (618.467) (631.883) Provisões e reversôes (137.170) (779.796) Baixa RTE - Energia Livre (48.786) - Outras despesas (68.758) (80.371)

TOTAL (2.915.086) (3.575.588)

R$ mil

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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NOTA 47 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADES

Conforme determinação da Aneel é apresentada, a seguir, a demonstração do resultado, segregada pelas atividades de geração, transmissão, comercialização e atividade não relacionada, preparada segundo critérios estabelecidos pelo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

TRANS- COMERCIA- ATIVID. NÃO TRANS- COMERCIA- ATIVID. NÃOMISSÃO LIZAÇÃO VINCULADA MISSÃO LIZAÇÃO VINCULADA

RECEITA OPERACIONAL Fornecimento de energia elétrica 1.039.001 - - - 1.039.001 1.376.915 - - - 1.376.915 Suprimento de energia elétrica 1.704.353 - 259.267 - 1.963.620 1.725.830 - 290.311 - 2.016.141 Energia elétrica de curto prazo 126.372 - - - 126.372 211.345 - - - 211.345 Disponibilização do sistema de transmissão - 767.537 - - 767.537 - 703.708 - - 703.708 Outras receitas operacionais 255.805 26.838 142 - 282.785 249.902 24.130 199 - 274.231

3.125.531 794.375 259.409 - 4.179.315 3.563.992 727.838 290.510 - 4.582.340 DEDUÇÕES A RECEITA OPERACIONAL ICMS (24.658) - (34.009) - (58.667) (24.078) - (28.066) - (52.144) PASEP (43.997) (6.543) (3.392) - (53.932) (49.700) (5.280) (2.865) - (57.845) COFINS (202.663) (30.176) (15.637) - (248.476) (228.945) (24.357) (13.206) - (266.508) ISS (44) (976) (3) - (1.023) (78) (804) (3) - (885) RGR (71.798) (19.219) (5.298) - (96.315) (86.285) (18.446) (6.876) - (111.607) CDE (33.937) - - - (33.937) (37.169) - - - (37.169) CCC (137.187) - - - (137.187) (159.455) - - - (159.455) P & D (25.064) (7.261) (1.989) - (34.314) (29.007) (6.663) (2.369) - (38.039) PROINFA (81.972) - - - (81.972) (48.655) - - - (48.655)

(621.320) (64.175) (60.328) - (745.823) (663.372) (55.550) (53.385) - (772.307) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 2.504.211 730.200 199.081 - 3.433.492 2.900.620 672.288 237.125 - 3.810.033 CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda (13.301) - (226.677) - (239.978) (27.878) - (304.449) - (332.327) Encargos de uso do sistema de transmissão (520.282) - - - (520.282) (466.255) - - - (466.255)

(533.583) - (226.677) - (760.260) (494.133) - (304.449) - (798.582) Custo de operação Pessoal (181.092) (223.117) - - (404.209) (191.627) (242.494) - - (434.121) Material (46.753) (23.436) - - (70.189) (35.612) (11.796) - - (47.408) Serviços de terceiros (88.992) (45.825) - - (134.817) (75.392) (37.061) - - (112.453) Combustível para produção de energia elétrica (296.906) - (665.739) - (962.645) (224.062) - (918.198) - (1.142.260) Parcela de combustível subsidiada pela CCC 277.171 - 616.156 - 893.327 193.193 - 832.041 - 1.025.234 Compensação financ. pela utilização recursos hídricos (181.491) - - - (181.491) (155.768) - - - (155.768) Depreciação e amortização (413.778) (189.850) - - (603.628) (435.266) (180.880) - - (616.146) Provisões e reversões (190.877) (22.159) (797) - (213.833) (290.492) 3.333 (76.621) - (363.780) Outros custos (14.834) (12.017) - - (26.851) (15.678) (15.646) (1.170) - (32.494)

(1.137.552) (516.404) (50.380) - (1.704.336) (1.230.704) (484.544) (163.948) - (1.879.196) Custo do serviço prestado a terceiros (1.544) (5.373) - - (6.917) (1.870) (3.116) - - (4.986)

(1.672.679) (521.777) (277.057) - (2.471.513) (1.726.707) (487.660) (468.397) - (2.682.764) LUCRO OPERACIONAL BRUTO 831.532 208.423 (77.976) - 961.979 1.173.913 184.628 (231.272) - 1.127.269 DESPESAS OPERACIONAIS Despesas com vendas (58.005) (11.614) (103.127) - (172.746) (19.280) (18.950) (326.370) - (364.600) Despesas gerais e administrativas (210.366) (209.718) (11.707) - (431.791) (209.014) (219.271) (8.521) - (436.806) Outras despesas operacionais 77.982 79.427 3.554 - 160.963 (45.410) (44.218) (1.790) - (91.418)

(190.389) (141.905) (111.280) - (443.574) (273.704) (282.439) (336.681) - (892.824) RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 641.143 66.518 (189.256) - 518.405 900.209 (97.811) (567.953) - 234.445 RESULTADO DO SERVIÇO DE COMUNICAÇÃO MULTIMÍDIA - - - 9.186 9.186 - - - 4.827 4.827 RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS - - - (31.323) (31.323) - - - (468.640) (468.640) RESULTADO FINANCEIRO Rendas 92.375 1.835 100 - 94.310 154.697 26.472 1.031 - 182.200 Acréscimos moratórios 65.649 - - - 65.649 56.985 - - - 56.985 Variação monetária ativa 27.888 25.494 4.815 - 58.197 28.801 26.845 4.766 - 60.412 Variação monetária passiva 85.374 180.708 17.161 - 283.243 (459.511) (218.275) (24.613) - (702.399) Encargos de empréstimos e financiamentos (1.226.012) (32.560) (5.124) - (1.263.696) (1.054.265) (41.450) (4.916) - (1.100.631) Outras receitas e despesas financeiras 28.309 9.338 9.274 8 46.929 (5.410) (1.501) 2.370 10 (4.531)

(926.417) 184.815 26.226 8 (715.368) (1.278.703) (207.909) (21.362) 10 (1.507.964) OUTRAS (DESPESAS) RECEITAS 589.612 (6.811) (320) - 582.481 (641.454) (14.421) (31.351) - (687.226) LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO IR E CSLL 304.338 244.522 (163.350) (22.129) 363.381 (1.019.948) (320.141) (620.666) (463.803) (2.424.558) Imposto de Renda a compensar 12.745 - - - 12.745 - - - - - LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DAS PARTICIPAÇÕES 317.083 244.522 (163.350) (22.129) 376.126 (1.019.948) (320.141) (620.666) (463.803) (2.424.558)

Participação nos lucros (40.424) (31.761) - - (72.185) - - - - - LUCRO LÍQUIDO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 276.659 212.761 (163.350) (22.129) 303.941 (1.019.948) (320.141) (620.666) (463.803) (2.424.558) Lucro (prejuízo) por ação - R$ 3,36 2,58 (1,98) (0,27) 3,69 (12,39) (3,89) (7,54) (5,63) (29,44)

2009 R$ mil

2008

GERAÇÃOGERAÇÃO TOTAL TOTAL

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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NOTA 48 - LUCRO ANTES DOS JUROS, IMPOSTOS, DEPRECIAÇÃO E AMORTIZAÇÃO – LAJIDA (EBITDA)

A geração operacional de caixa medida pelo EBITDA/LAJIDA foi de R$ 1.146.058 mil em 2009, contra R$ 1.131.329 mil em 2008, representando um acréscimo de 1,30%, conforme demonstrado abaixo:

2009 2008

RECEITAS Venda de energia elétrica 3.896.530 4.308.109 Outras receitas 292.591 274.231 Impostos e contribuições sobre a receita (746.390) (772.307) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.442.731 3.810.033

DESPESAS DESEMBOLSÁVEIS Pessoal (745.613) (786.051) Material (77.327) (52.930) Serviços de terceiros (207.896) (173.181) Combustível para produção de energia elétrica (962.645) (1.142.260) (-) Parcela de combustível subsidiada pela CCC 893.327 1.025.234 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (181.491) (155.768) Energia elétrica comprada para revenda (239.978) (332.327) Encargos de uso do sistema de transmissão (520.282) (466.255) Provisões e reversões (137.170) (779.795) (-) Provisão créditos de ICMS acumulados até Dez/2004 - 265.000 Outras despesas desembolsáveis (117.598) (80.371) TOTAL DAS DESPESAS (2.296.673) (2.678.704) SUPERÁVIT OPERACIONAL 1.146.058 1.131.329

R$ mil

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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NOTA 49 - TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A Companhia efetuou transações com partes relacionadas, incluindo compra e venda de energia elétrica, além de transações de empréstimos e financiamentos. A energia elétrica vendida é baseada em tarifas homologadas pela Aneel. Todas as outras transações são efetuadas em similaridade com o praticado no mercado.

49.1 - As transações com as partes relacionadas em que a Companhia possui participação societária são as seguintes:

Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoBoa Vista Energia S.A. Venda de Energia 120.773 - - 67.660 - - Venda das DITs 42.640 - - 42.177 - - Empréstimos e financiamentos 28.014 - - 34.123 - - Participações societárias 320.743 - - 320.743 - - Equivalência patrimonial (253.722) - 5.829 (259.551) - (39.072) Outros 122 - - 272 - -

258.570 - 5.829 205.424 - (39.072)

Brasnorte Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 89.009 - - 39.600 - - Fornecedores 93 - - - - -

89.102 - - 39.600 - -

Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 15.190 - - - - -

Porto Velho Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 9.190 - - - - -

Estação Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 184.825 - - - - -

Integração Transmissora de Energia S.A.- Intesa Participações societárias 62.900 - - 62.900 - - Equivalência patrimonial 10.085 - 4.311 5.774 - 5.774 Fornecedores - 558 - - - - Outros - - - 1.580 543 -

72.985 558 4.311 70.254 543 5.774

Amazônia Eletronorte Transm. de Energia S.A.-AETE JCP / Dividendos a receber (14.171) - - (9.807) - - Participações societárias 21.300 - - 21.300 - - Equivalência patrimonial 21.014 - 7.149 13.708 - 9.115 Fornecedores - 199 - - 179 - Outros - - - 17 179 -

28.143 199 7.149 25.218 358 9.115

Amapari Energia S.A. Participações societárias 41.533 - - 41.533 - - Equivalência patrimonial (1.974) - (1.864) (110) - (110)

39.559 - (1.864) 41.423 - (110)

Energética Águas da Pedra S.A - EAPSA Participações societárias 61.985 - - 61.985 - -

Linha Verde Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 1 - - - - -

Rio Branco Transmissora de Energia S.A. Participações societárias 1 - - - - -

Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Participações societárias 735 - - - - -

TOTAL 760.286 757 15.425 443.904 901 (24.293)

R$ mil2009 2008

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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a) Boa Vista Energia S.A.

� Contrato vinculado a suprimento de energia elétrica

As operações de suprimento de energia elétrica da Companhia para a Boa Vista Energia S.A. são realizadas a preços estabelecidos pela Aneel.

� Contrato de reciprocidade vinculado ao Plano de Proteção e Recuperação da Saúde

Os custos com a utilização de convênios médicos da Boa Vista Energia S.A. por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados da Boa Vista Energia S.A., são totalmente reembolsados entre as empresas.

� Empregados cedidos e requisitados

Os custos com empregados cedidos da Boa Vista Energia S.A. para a Companhia, assim como os custos dos empregados cedidos da Companhia para a Boa Vista Energia S.A., são totalmente reembolsados entre as empresas.

� Contrato de empréstimos

Sobre as operações de empréstimos concedidos pela Companhia à Boa Vista Energia S.A. são cobrados encargos nas mesmas condições existentes no mercado (nota 9).

� Transferência de instalações

As transferências de instalações de transmissão estão informadas na nota 55.

b) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. – AETE

Recebimento de dividendos.

c) Integração Transmissora de Energia S.A. – INTESA

Recursos destinados a aumento de capital da Companhia, decorrente de participação societária.

d) Energética Águas da Pedra S.A. - EAPSA

Recursos destinados a aumento de capital da Companhia, decorrente de participação societária.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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49.2 - As transações com as outras partes relacionadas são as seguintes:

Ativo Passivo Resultado Ativo Passivo ResultadoCentrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Empréstimos e financiamentos - 3.429.096 - - 7.555.919 - Encargos de empréstimos e financiamentos - 10.245 (1.184.432) - 15.325 (1.007.175) Adiantamento para futuro aumento de capital - 4.023.201 - - - - Outros 12.177 59.259 - 3.520 53.911 -

12.177 7.521.801 (1.184.432) 3.520 7.625.155 (1.007.175)

Cia. Energética do Piauí - Cepisa Consumidores, concessionárias e permissionárias 5.540 - - 6.440 - - Receitas de uso da rede elétrica - - 2.549 - - 2.114 Outros 4 - - 3 - -

5.544 - 2.549 6.443 - 2.114

Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron Consumidores, concessionárias e permissionárias 4.869 - - 35.950 - - Venda das DITs 114.512 - - - - - Receitas de uso da rede elétrica - - 1.734 - - 1.787 Outros 14 - - 13 29 -

119.395 - 1.734 35.963 29 1.787

Cia. Energética de Alagoas S.A. - Ceal Consumidores, concessionárias e permissionárias 5.901 - - 5.846 - - Receitas de uso da rede elétrica - - 1.734 - - 1.787 Outros - 31 - - - -

5.901 31 1.734 5.846 - 1.787

Eletrosul Centrais Elétricas S.A. Fornecedores - 5.022 - - 4.471 - Outros 84 - - - 9 -

84 5.022 - - 4.480 -

Eletrobrás Partipações S.A. - Eletropar Outros - 11.574 - 11.574 - -

Cia. de Eletricidade do Acre S.A. - Eletroacre Consumidores, concessionárias e permissionárias 11.881 - - 8.262 - - Venda das DITs 134.490 - - - - - Outros 78 4 - 38 - -

146.449 4 - 8.300 - -

Furnas Centrais Elétricas S.A. Consumidores, concessionárias e permissionárias 3.597 - - 3.705 - - Fornecedores - 10.775 - - 10.304 - Receitas de uso da rede elétrica - - 32.847 - - 32.439 Outros 98 33 - 54 - -

3.695 10.808 32.847 3.759 10.304 32.439

Cia. Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf Consumidores, concessionárias e permissionárias 7.439 - - 6.885 - - Fornecedores - 7.260 - - 6.737 - Receitas de uso da rede elétrica - - 65.137 - - 61.319 Outros 69 123 - 39 - -

7.508 7.383 65.137 6.924 6.737 61.319

Cia. de Geração Térmica de Energia Elétrica-CGTEE Consumidores, concessionárias e permissionárias 76 - - 64 - - Receitas de uso da rede elétrica - - 683 - - 567

76 - 683 64 - 567

Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear Consumidores, concessionárias e permissionárias 438 - - 414 - - Receitas de uso da rede elétrica - - 3.836 - - 3.632

438 - 3.836 414 - 3.632

Amazonas Distribuidora de Energia S.A. Empréstimos e financiamentos - - - 642.141 - - Outros 6.195 274 - 1.928 682 -

6.195 274 - 644.069 682 -

Previnorte Fundação de Previdência Complementar Outros - 4.264 - - 3.902 -

TOTAL 307.462 7.561.161 (1.075.912) 726.876 7.651.289 (903.530)

2009 2008R$ mil

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a) Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás

� Contratos de empréstimos e financiamentos

Sobre as operações de empréstimos e financiamentos concedidos pela Eletrobrás à Companhia são cobrados encargos nas mesmas condições existentes no mercado (nota 25).


Os custos com empregados cedidos da Eletrobrás para a Companhia, assim como os custos com empregados cedidos da Companhia para Eletrobrás são totalmente reembolsados entre as empresas.


Os custos com a utilização de convênios médicos da Eletrobrás por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados da Eletrobrás são totalmente reembolsados entre as empresas.

� Dívida vinculada ao Acordo Geral do Setor Elétrico

Conforme normas estabelecidas, a dívida da Companhia decorrente do Acordo Geral do Setor Elétrico, que foi quitada pela Eletrobrás, vem sendo atualizada com base na SELIC (nota 34).

b) Furnas Centrais Elétricas S.A.

� Disponibilização do Sistema de Transmissão

A Receita Anual Permitida – RAP, vinculada à disponibilização do sistema de transmissão da Companhia para transporte de energia elétrica de Furnas e do sistema de transmissão de Furnas para transporte da energia elétrica da Companhia é estabelecida pela Aneel.


Os custos com a utilização de convênios médicos de Furnas por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados de Furnas são totalmente reembolsados entre as empresas.

c) Cia. Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf


A Receita Anual Permitida – RAP, vinculada à disponibilização do sistema de transmissão da Companhia para transporte de energia elétrica da Chesf e do sistema de transmissão da Chesf para transporte da energia elétrica da Companhia é estabelecida pela Aneel.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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Os custos com a utilização de convênios médicos da Chesf por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados de Chesf são totalmente reembolsados entre as empresas.


Os custos com empregados cedidos da Chesf para a Companhia, assim como os custos com empregados cedidos da Companhia para a Chesf, são totalmente reembolsados entre as empresas.

d) Eletrosul Centrais Elétricas S.A.


A Receita Anual Permitida – RAP, vinculada a disponibilização do sistema de transmissão da Eletrosul para transporte de energia elétrica da Companhia é estabelecida pela Aneel.


Os custos com a utilização de convênios médicos da Eletrosul por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados de Eletrosul são totalmente reembolsados entre as empresas.


Os custos com empregados cedidos da Eletrosul para a Companhia, assim como os custos com empregados cedidos da Companhia para a Eletrosul, são totalmente reembolsados entre as empresas.

e) Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear


A Receita Anual Permitida – RAP, vinculada à disponibilização do sistema de transmissão da Companhia para transporte de energia elétrica da Eletronuclear é estabelecida pela Aneel.


Os custos com a utilização de convênios médicos da Eletronuclear por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados de Eletronuclear, são totalmente reembolsados entre as empresas.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


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f) Amazonas Distribuidora de Energia S.A.


Os custos com a utilização de convênios médicos da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. por empregados da Companhia, assim como os custos com a utilização de convênios médicos da Companhia por empregados da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. , são totalmente reembolsados entre as empresas.


Os custos com empregados cedidos da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. para a Companhia, assim como os custos dos empregados cedidos da Companhia para a Amazonas Distribuidora de Energia S.A. , são totalmente reembolsados entre as empresas.

49.3 - Remuneração do pessoal chave da Administração

Os gastos com a remuneração dos conselheiros de administração e fiscal e diretores executivos estão demonstrado a seguir:

2009 2008

Remuneração dos Diretores e Conselheiros 2.139 2.249 Encargos sociais 75 252 Benefícios 817 409 Pariticipação nos lucros e resultados 191 189 TOTAL 3.222 3.099

R$ mil

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NOTA 50 - INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS

I - Gestão de recursos

Nas aplicações de recursos financeiros da Companhia, destacam-se, fundamentalmente, os empréstimos e financiamentos concedidos à subsidiária integral Boa Vista Energia S.A. (nota 9) e os investimentos de participações acionárias na subsidiária integral Boa Vista Energia S.A. e em empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica (nota 20.2).

II – Instrumentos financeiros

a) Caixa e equivalentes de caixa

Os valores de mercado desses ativos são equivalentes aos seus valores contábeis.

b) Consumidores e revendedores

Os valores a receber de consumidores e revendedores são classificados como mantidos até o vencimento e estão apresentados por seus valores prováveis de realização.

c) Créditos renegociados

Classificados como mantidos até o vencimento e estão apresentados por seus valores prováveis de realização.

d) Empréstimos e financiamentos

Os empréstimos e financiamentos concedidos foram restritos à subsidiária integral Boa Vista Energia S.A. (nota 9).

No exigível a longo prazo, destacam-se os empréstimos e financiamentos obtidos junto à Eletrobrás e ao BNDES (nota 25). Os valores de mercado desses empréstimos e financiamentos são equivalentes aos valores contábeis.

III - Custo da importação de energia elétrica da Venezuela

A Empresa firmou contrato de suprimento de energia elétrica com a C.V.G. Electrificación Del Caroni C.A – EDELCA, com o objetivo de trazer energia elétrica da Venezuela para a cidade de Boa Vista –RR.

Ficou estabelecido que a Companhia pagará, pelo conceito de custo de construção do sistema de transmissão em território venezuelano, necessário ao suprimento objeto do contrato, 20 parcelas fixas semestrais de US$ 4.500 mil, a partir de 2001.

Considerando que o valor daí decorrente se constitui num componente futuro do custo da energia a ser adquirida da EDELCA, deixou-se de registrar contabilmente esse compromisso contratual da Eletronorte.

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NOTA 51 - ANÁLISE DE RISCO

a) Risco regulatório

A Companhia detém concessões para a exploração de serviços de geração e transmissão de energia elétrica que, de acordo com a legislação em vigor, podem ser renovadas. Caso a renovação dessas concessões (nota 2) não sejam deferidas, ou as mesmas venham a ocorrer mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia – concessão onerosa, pode ocorrer comprometimento do seu desempenho operacional.

b) Risco de crédito

A Companhia atua nos mercados de geração e transmissão de energia elétrica, amparada em contratos de concessão.

c) Risco de preço

Até 2004 os preços de suprimento de energia elétrica, decorrentes da atividade de geração, eram fixados pela Aneel. A partir da realização do Leilão 001/2004, concretizado pela Agência Reguladora do Setor de Energia Elétrica, as geradoras passaram a comercializar sua energia com um maior número de clientes, a preços definidos pelo mercado.

A atividade de transmissão de energia elétrica tem sua remuneração definida pela Aneel, mediante a fixação da Receita Anual Permitida - RAP, julgada suficiente para a cobertura dos custos operacionais e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

d) Risco de mercado

Parte substancial da energia elétrica gerada pela Companhia é comercializada por meio de contratos de comercialização de energia em ambiente regulado - CCEAR, celebrados em decorrência da participação em leilões de energia promovidos pela Aneel em dezembro de 2004.

A Companhia, portanto, detém risco de descontratação de sua energia nos termos da legislação vigente.

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NOTA 52 - SEGUROS

Para proteção do seu patrimônio, a Companhia tem por filosofia básica transferir, por meio da contratação de seguros, os riscos que, na eventualidade de ocorrência, possam acarretar prejuízos que impactem significativamente o seu patrimônio, bem como os riscos sujeitos ao seguro obrigatório, seja por disposições legais ou contratuais.

As premissas de risco adotadas, não fazem parte do escopo dos trabalhos de auditoria das demonstrações contábeis, por essa razão não foram examinados pelos auditores independentes da Companhia.

A importância segurada apresenta um valor global de R$ 4.484.044 mil, estando a especificação por modalidade de risco e data de vigência abaixo demonstradas:

Mapfre Seguros S.A. - Engenharia, na modalidade de funcionamento operacional 26.12.2009 a 26.12.2010 4.248.654 15.000 Tókio Marine S.A. - Incêndio, raio e explosão (Sede e Escritório de São Paulo) 09.12.2009 a 09.12.2010 61.666 23 Mapfre Seguros S.A. - Incêndio, raio e explosão (Unidades Descentralizadas) 04.05.2009 a 04.05.2010 73.724 20 Tókio Marine S.A. - Responsabilidade civil geral 14.12.2009 a 14.12.2010 100.000 1.152 TOTAL 4.484.044 16.195

R$ milSEGURADORA / RISCO IMPORTÂNCIA

SEGURADADATA DE VIGÊNCIA PRÊMIO

� Seguro de risco de engenharia - modalidade funcionamento operacional: cobertura de seguros aplicada para danos materiais, quebra de máquinas, danos elétricos e defeitos mecânicos para os equipamentos em funcionamento operacional nas usinas hidroelétricas, termoelétricas e subestações de propriedade da Companhia.

� Seguro de incêndio, raio e explosão: cobertura de seguros aplicada contra Incêndio, raio e explosão para os prédios e conteúdos do edifício sede, escritório da Companhia em São Paulo e, a todos os bens móveis e imóveis, utensílios e instalações dos escritórios, unidades de apoio e Unidades Descentralizadas de propriedade ou sob responsabilidade da Companhia.

� Seguro de responsabilidade civil geral: cobertura de seguros aplicada para danos corporais, danos materiais e prejuízos causados a terceiros, danos morais e poluição e/ou contaminação ambiental, súbita e acidental de responsabilidade da Companhia.

A

NOTA 53 - REMUNERAÇÃO DE EMPREGADOS E DIRIGENTES

A maior e menor remuneração pagas a empregados, tomando-se por base o mês de dezembro de 2009, foi R$ 32.313,95 e R$ 952,21, respectivamente, de acordo com a política salarial praticada. Esses valores incluem salário base, gratificação de função, adicional por tempo de serviço e produtividade DC 50/88. O maior honorário atribuído a dirigentes, tomando-se por base o mês de dezembro de 2009, correspondeu a R$ 26.534,35.

O salário médio dos empregados, no exercício de 2009, foi R$ 5.329,80.

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NOTA 54 - CESSÃO DOS CONTRATOS COM PIE PARA A CERON

Em 1999 a Companhia assinou contrato de compra de energia com o Produtor Independente de Energia Elétrica - PIE Termo Norte, no montante de 409 MW, para atender às necessidades do sistema isolado, compreendido pelas distribuidoras Eletroacre e Ceron.

Em 1º de dezembro de 2008 foi assinado o Termo de Cessão dos contratos nº SUP1.9.S.0108-0 e SUP1.0.S.0056-0, celebrados entre a Eletronorte e o PIE Termo Norte, para a Ceron, contemplando as usinas Termo Norte I de 64 MW e Termo Norte II de 345 MW e encaminhados à Aneel para sua homologação.

Baseado no Ofício SEM/SGR/SRT/SFF/Aneel nº 304/2009, de 8 de dezembro de 2009, foi celebrado o Primeiro Termo Aditivo aos Termos de Cessão dos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica SUP 1.9.S.0108-0 – Termo Norte I e SUP 1.0.S.0056-0 – Termo Norte II, da Eletronorte para a Ceron, com vigência a partir de 31 de julho de 2009.

Em função do citado Primeiro Termo Aditivo, todos os resultados decorrentes da operação das usinas termelétricas Termo Norte I e Termo Norte II, no período de agosto a dezembro de 2009, foram debitados à Ceron, no montante de R$ 139.633 mil, conforme demonstrativo abaixo:

ICMSEQUIVALENTE HIDRÁULICO

ago/09 17.385 10.490 25.240 (23.986) 29.129 set/09 19.516 12.555 24.473 (23.879) 32.665 out/09 18.011 12.850 24.891 (24.707) 31.045 nov/09 - - 23.009 - 23.009 dez/09 - - 23.785 - 23.785 TOTAL 54.912 35.895 121.398 (72.572) 139.633

R$ mil2009

MÊSENERGIA

COMPRADA DA

TERMONORTE

ENERGIA

VENDIDA À

CERON

VALOR

DEBITADO À

CERON

ÓLEO COMBUSTÍVEL

Conforme determina o Despacho Aneel nº 4.199, de 12 de novembro de 2009, os resultados decorrentes da operação das usinas termelétricas Termo Norte I e Termo Norte II, a partir de 24 de outubro de 2009, passaram a ser liquidados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

NOTA 55 – TRANSFERÊNCIA DE INSTALAÇÕES PARA AS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Nos termos da Resolução Aneel nº 067/2004, foram estabelecidos critérios para a composição da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional - SIN, em tensão acima de 230 kV, que é o ambiente de atuação dos Agentes Transmissores, onde se insere a Companhia.

A citada resolução também caracterizou como “Demais Instalações de Transmissão – DITs” as instalações abaixo de 230 kV, ou seja, que se situam entre 69 e 138 kV.

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Por intermédio dos Ofícios nº 152/2007-SRF/Aneel e nº 171/2008-SRT-SCR/Aneel, o órgão fiscalizador determinou que os ativos de propriedade da Companhia com função de distribuição fossem transferidos para as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

Dessa forma, as DITs de propriedade da Companhia, nos Estados do Acre, Rondônia e Roraima, foram transferidas respectivamente para as distribuidoras: Cia. de Eletricidade do Acre – Eletroacre, Centrais Elétricas de Rondônia – Ceron e Boa Vista Energia S.A., por constituírem ambiente de atuação destas, conforme demonstrado a seguir:

CUSTO HISTORICO

DEPRECIAÇÃO ACUMULADA

VALOR RESIDUAL

LT Rio Branco - Tangará 69KV - CD 8.747 (1.087) 7.660 LT Rio Branco - São Francisco 69KV - CD 4.173 (516) 3.657 LT UTE Barro Vermelho - UTE Rio Branco II 13,8 kV 1.286 (99) 1.187 LT Barro Vermelho - SE Tangará 13,8 kV 519 (40) 479 LT Rio Branco I - Epitaciolândia 138 kV 57.911 (1.083) 56.828 LT Rio Branco I - Sena Madureira 69 kV 38.568 (320) 38.248 SE Tangará 69/13,8 kV 11.938 (1.327) 10.611 SE São Francisco 69/13,8 kV 11.835 (1.484) 10.351 SE Rio Branco I 230/138/69/34,5/13,8 kV 8.218 (749) 7.469

TOTAL 143.195 (6.705) 136.490

R$ milEMPREENDIMENTOS TRANSFERIDOS PARA A

ELETROACRE

CUSTO HISTORICO

DEPRECIAÇÃO ACUMULADA

VALOR RESIDUAL

LT Abunã - Guajará Mirim 138kv 24.777 (3.336) 21.441 LT Porto Velho I - Alfavile CD 69 kV 6.747 (2.817) 3.930 LT Porto Velho I - Areal 69 kV - C1 11.673 (1.244) 10.429 LT Rio Madeira - Alfavile Cd 69 kV 1.920 (920) 1.000 LT Ji Paraná - Rolim Moura 138 kV 9.762 (1.239) 8.523 SE Guajará Mirim - 138/13,8 K kV 8.932 (1.057) 7.875 SE Alfavile - 69/13,8 kV 29.052 (12.599) 16.453 SE Areal - 69/13,8 kV 8.387 (2.197) 6.190 SE Rolim de Moura - 138/69/13,8 kV 2.670 (462) 2.208 SE Tiradentes - 69/13,8 kV 18.724 (48) 18.676 SE Porto Velho I - 230/69/13,8 kV 13.315 (1.359) 11.956 SE Jiparaná - 230/69/13,8 kV 1.272 (250) 1.022 SE Rio Madeira - 69/13,8 kV 2.342 (739) 1.603 SE Pimenta Bueno - 230/138/13,8 kV 1.084 (5) 1.079 SE Vilhena - 230/69/13,8 kV 2.135 (9) 2.126

TOTAL 142.792 (28.281) 114.511

R$ milEMPREENDIMENTOS TRANSFERIDOS PARA A

CERON

EMPREENDIMENTOS TRANSFERIDOS PARA R$ mil

BOA VISTA ENERGIA VALOR CONTÁBIL

LT Distrito Industrial 20.748

SE Boa Vista / SE Distrito Industrial 21.892

TOTAL 42.640

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A transferência onerosa teve como base o valor contábil residual de 31 de maio de 2009, para as concessionárias Ceron e Eletroacre, e 31 de dezembro de 2008 para a Boa Vista Energia S.A..

Também se encontra em processo de negociação com as concessionárias estaduais a seguir listadas, a transferência das DITs nos respectivos estados:

(i) Cia. Energética do Maranhão – Cemar (ii) Centrais Elétricas do Pará S.A. - Celpa (iiI) Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - Cemat

A Companhia será reembolsada pelas distribuidoras em função da transferência dessas instalações.

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NOTA 56 – GASTOS RELACIONADOS AO MEIO AMBIENTE

2009 2008Investimentos e custeios com manutenção nos processos operacionais para a melhoria do meio ambiente:

- Manutenção e Preservação 1.757 -

- Planejamento/Desenvolvimento 1.066 290

- Combustível 317 -

- Material 214 -

- Programa/Meio Ambiente 116 3.014

- Outros 399 841

TOTAL 3.869 4.145 Investimentos e gastos com a preservação e/ou recuperação de ambientes degradados:

- Programa/Apoio a Comunidades Indígenas 10.443 10.055

- Planejamento/Fiscalização 557 3.597

- Cooperativa Expropriados 1ª Etapa Tucuruí - 2.260

TOTAL 11.000 13.652 Investimentos e gastos com educação ambiental de empregados, terceirizados, autônomos e administradores da entidade:

- Programa Germoplasma 205 -

- Educação Ambiental 40 65

- Outros 25 5

TOTAL 270 70

Investimentos e gastos com educação ambiental para a comunidade:

- Educação Ambiental 40 65

- Transporte/Combustível 21 -

- Outros 16 -

TOTAL 77 65 Investimentos e gastos com outros projetos ambientais:

- Transporte de resíduos 325 - - Material 127 - - Apoio Administrativo 17 - - Outros 18 -

TOTAL 487 -

TOTAL GERAL 15.703 17.932

R$ mil

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NOTA 57 – REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS

Em atendimento aos dispositivos da Lei nº 6.404/1976, alterados pelas Leis nºs 10.303/2001, 11.638/2007 e 11.941/2009, e em conformidade com o Estatuto Social, e determinação da Controladora, por meio da Carta Circular CTA-DF 1649, de 24 de fevereiro de 2010, a Companhia submeterá à aprovação da Assembleia Geral Ordinária, remuneração aos acionistas no montante de R$ 288.744 mil, sob a forma de dividendos.

O cálculo da remuneração aos acionistas em 31 de dezembro de 2009 está demonstrado abaixo:

R$ mil2009

Lucro líquido do exercício 303.941

Constituição da Reserva legal (15.197) Lucro líquido ajustado - base de cálculo da remuneração 288.744

Dividendo mínimo obrigatório (25%) 72.186

Dividendo complementar 216.558 Dividendo total 288.744

Sobre os valores dos dividendos, incidirão encargos financeiros equivalentes à taxa SELIC, a partir de 31 de dezembro de 2009 até o dia do efetivo pagamento, conforme Decreto nº 2.673, de 16 de julho de 1998, devendo ser considerada com a taxa diária, para a atualização do valor durante os cinco dias úteis anteriores à data do pagamento, a mesma taxa SELIC divulgada no quinto dia útil que antecede o dia da efetiva quitação da obrigação, de acordo com a nova redação dada pelo Decreto nº 3.381, de 13 de março de 2000.

NOTA 58 – PARTICIPAÇÃO NOS LUCROS

A Companhia adota um programa de participação dos trabalhadores nos lucros ou resultados, que tem como objetivo incentivar a melhoria dos níveis de produtividade, qualidade e resultados.

A participação dos trabalhadores nos lucros ou resultados ocorre com base em acordo coletivo de trabalho firmado com as entidades sindicais representativas dos empregados, nos termos da legislação em vigor, por meio da pactuação prévia de metas e compromissos.

Dessa forma, a Companhia provisionou o montante de R$ 72.185 mil, correspondente ao limite legal de 25% (vinte e cinco por cento) dos dividendos propostos, para participação dos trabalhadores no lucro do exercício de 2009, em conformidade com a legislação aplicável. O pagamento da participação dos trabalhadores no lucro do exercício de 2009 será submetido à deliberação do Conselho de Administração, para posterior exame e deliberação da Assembleia Geral Ordinária de acionistas.

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NOTA 59 – ASSUNTOS RELEVANTES EM ANDAMENTO

a) Transferência do Controle Acionário da Boa Vista Energia S.A. para a Eletrobrás

No contexto da reestruturação e reorganização das Concessionárias de distribuição pertencentes ao Sistema Eletrobrás encontra-se em andamento as providências com vistas a transferência do controle acionário da Boa Vista Energia S.A. da Eletronorte para a Eletrobrás.

b) Revisão Tarifária Periódica da Receita Anual de Transmissão

A Aneel procederá ao Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica das Transmissoras (RTP), devendo abranger os ativos autorizados no período de 2005 a 2009 (ativos implantados após a 1ª RTP).

A Companhia, assim como as demais empresas de transmissão do Sistema Eletrobrás, está atuando junto a Aneel no alinhamento das orientações que fundamentarão a revisão periódica da receita permitida da transmissão, que deverá ocorrer em 2010.

A avaliação dos impactos nos futuros resultados da Companhia é tarefa prejudicada pela ausência de elementos indispensáveis à sua mensuração e, portanto, não pode ser presentemente estimada.

c) Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico

A Resolução Normativa Aneel n° 367, de 2 de junho d e 2009, aprovou o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, que tem como principais objetivos:

� Padronizar os procedimentos de controle patrimonial adotados no Setor Elétrico, permitindo a fiscalização e o monitoramento das atividades objetos da concessão, permissão ou autorização, pela Aneel;

� Permitir uma adequada avaliação patrimonial para atendimento das necessidades de valoração de bens e instalações e remuneração do capital investido no tempo da outorga do serviço, mediante estrutura tarifária.

As concessionárias deverão implementar as instruções contidas na citada resolução até 31 de dezembro de 2011, excepcionalmente, os agentes submetidos a processos de Revisão Tarifária Periódica e com data de revisão prevista até o fim do primeiro trimestre de 2012, que deverão aplicar as instruções citadas acima a partir de 1° de janeiro de 2011 para as novas adições no patrimônio, devendo concluir a adequação a essas novas instruções de todo o cadastro patrimonial efetuado até 31 de dezembro de 2010 em até 120 (cento e vinte) dias antes da data prevista para sua respectiva revisão tarifária.

A Companhia está adotando as providências necessárias à implementação das instruções contidas no referido manual.

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NOTA 60 – EVENTOS SUBSEQUENTES

a) Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE

A Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, por meio da Resolução Normativa nº 387, de 15 de dezembro de 2009, publicada no D.O.U. em 12 de janeiro de 2010, estabeleceu a metodologia de cálculo dos saldos da Energia Livre e da Perda de Receita, após o encerramento da cobrança da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifas de fornecimento, e em seu art. 3º determinou que as distribuidoras deverão encaminhar à Aneel, até 28 de fevereiro de 2010, todas as informações relativas ao faturamento da RTE, à amortização dos saldos de Energia Livre e Perda de Receita e às diferenças dos repasses financeiros, atualizados na forma dos Anexos II, III, IV e V da citada Resolução.

As informações encaminhadas pelas distribuidoras serão validadas pela Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira – SFF da Aneel, que editará Despacho com o valor final da Energia Livre a ser repassado.

O valor do repasse final será atualizado pela Taxa Selic Mensal, do mês de encerramento da cobrança da RTE até o mês imediatamente anterior ao do efetivo pagamento, a realizar-se em até 30 dias após a publicação do Despacho da SFF.

Em atendimento à determinação da Aneel, a Companhia recalculará a RTE, onde, na condição de distribuidora repassará às geradoras as diferenças apuradas e, por sua vez, como geradora, receberá das distribuidoras as diferenças também apuradas e validadas pela Aneel.

b) Aumento do capital social

A Companhia está aguardando autorização do Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (DEST) e da Procuradoria Geral da Fazenda Nacional (PGFN) para realizar o aumento de capital social em R$ 4.023.201 mil (nota 35.4), saindo de R$ 4.177.205 mil para o montante de R$ 8.200.406 mil.

�� CNPJ nº 00.357.038/0001-16


200

_____________________________________ JORGE NASSAR PALMEIRA

Diretor Presidente

___________________________________ ___________________________________ ANTONIO M. A. BARRA ADHEMAR PALOCCI Diretor Econômico-Financeiro Diretor de Planejamento e Engenharia

____________________________________ ___________________________________ TITO CARDOSO DE OLIVEIRA NETO WADY CHARONE JÚNIOR Diretor de Gestão Corporativa Diretor de Produção e Comercialização

___________________________ JOSÉ FRANCISCO DE ABREU Contador - CRC-DF-003586/O-5

DIRETORIA EXECUTIVA

SUPERINTENDÊNCIA DE CONTABILIDADE

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