1. CONTEXTO OPERACIONAL

A Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA (Companhia ou CELPA) é uma sociedade por ações de capital aberto, sob o controle acionário da empresa QMRA Participações S.A., que atua na área de distribuição e geração de energia elétrica na área de sua concessão legal que abrange todo o Estado do Pará com 1.247.690 km2 (*), atendendo 1.608.602 (*) consumidores em 143 (*) municípios; tendo suas atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. (*) Informações não auditadas

2. DAS CONCESSÕES

Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº. 182/98, assinado em 28/7/1998, o prazo de concessão é de 30 anos, com vencimento em 28/7/2028, renovável por igual período.

Além do contrato de distribuição acima mencionado, a Companhia possui Contrato de Concessão de Geração nº. 181/1998 de 34 Usinas Termelétricas, sendo 11 próprias e 23 tercerizadas, para a exploração de geração de energia elétrica, pelo prazo de 30 (trinta) anos, com vencimento em 28/7/2028, renovável por igual período, e têm as seguintes características:

O Contrato de concessão assinado com a União Federal contém cláusulas específicas que garantem o direito à indenização do valor residual dos bens ao final da concessão. Para tanto, referidos bens são depreciados de acordo com as taxas determinadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

A geração própria de energia elétrica da Companhia representa aproximadamente 6,14 % (*) da energia distribuída, sendo a parcela remanescente fornecida substancialmente pela ELETRONORTE, bem como energia proveniente de leilões de energia efetuados pelo MME.

Para a prestação dos serviços, objeto das concessões acima mencionadas, a Companhia possui, um quadro próprio de 2.107 (*) funcionários, 2.019 (*) prestadores de serviços e 33 (*) estagiários, em 30 de junho de 2009.

(*) Informações não auditadas.

3. ELABORAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

As Informações Trimestrais (ITR) estão apresentadas em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma, e foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, consistentes com aqueles adotados na elaboração das Demonstrações Financeiras do último exercício social, as quais abrangem a legislação societária brasileira, os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, as normas emitidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica, definidas pelo poder concedente, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

Na elaboração das demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2008, a Companhia adotou pela primeira vez as alterações na legislação societária introduzidas pela Lei nº. 11.638 de 28 de dezembro de 2007, e pela Medida Provisória nº. 449 de 3 de dezembro de 2008 convertida na Lei nº. 11.941 em 27 de maio de 2009.

As alterações efetuadas na Lei das Sociedades por Ações tiveram como principal objetivo sua atualização, o que possibilitará o processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil, com aquelas constantes nas normas internacionais de contabilidade que são emitidas pelo IASB (International Accounting Standards Board). As mudanças introduzidas na Lei das Sociedades por Ações causaram efeitos nas demonstrações financeiras da Companhia, entre tais se destaca os seguintes efeitos:

a) Os ativos registrados no ativo imobilizado e intangível foram submetidos ao teste de recuperabilidade econômica, conforme requerido pela Deliberação CVM nº. 527/2007, concluindo que nenhum ajuste era necessário;

b) Os contratos de arrendamento mercantil, que transferem riscos e benefícios foram analisados e registrados como ativo imobilizado, em atendimento a Deliberação CVM nº. 554/2008;

c) Os custos de captações de empréstimos e financiamentos e emissão de títulos foram reclassificados como redutores dos respectivos passivos, sendo que suas apropriações passaram a ser feitas com base na taxa efetiva de juros da operação, conforme Deliberação nº. 556/2008;

d) Para as contas de ativo e passivo de longo prazo, procedeu-se a devida análise dos itens suscetíveis de ajuste a valor presente, conforme Deliberação CVM nº. 564/2008”;

e) A Companhia possui diversos instrumentos financeiros. Após a análise dos mesmos, adotou-se a mensuração dos derivativos representados por contratos de SWAP, pelo valor justo por meio do resultado, conforme Deliberação CVM nº. 566/2008;

f) A Companhia não procedeu, para fins de comparação, o ajuste retroativo de suas demonstrações financeiras de 31 de março de 2008, conforme facultado no Ofício Circular/CVM/SNC/SEP/ nº. 02/2009;

Os efeitos no Resultado e no Patrimônio Líquido, em 30 de junho de 2009 e de 2008, em função da adoção da Lei nº. 11.638/2007 e pela Medida Provisória nº. 449 de 3 de dezembro de 2008 convertida na Lei nº. 11.941 em 27 de maio de 2009., são apresentados a seguir:

4. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ADOTADAS

Ajustes a Valor Presente: Os ativos e passivos de longo prazo, bem como, os de curto prazo caso relevante, são ajustados a valor presente. Os principais efeitos apurados estão relacionados com as rubricas “Consumidores”, “Impostos e Contribuições a Compensar” e “Indenização Trabalhista – Plano Bresser”. As taxas de descontos utilizadas refletem as taxas utilizadas para riscos e prazos semelhantes as utilizadas pelo mercado e a taxa WACC para os casos referentes a assuntos regulatórios.

Aplicações no mercado aberto e títulos e valores mobiliários: Incluem os caixas e equivalentes de caixas. Caixa compreende numerário em espécie e depósitos bancários disponíveis; os equivalentes de caixa são aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. Ambos são registrados ao valor de custo, acrescido dos respectivos rendimentos auferidos até a data das demonstrações contábeis, tal valor não difere significativamente em relação ao seu valor de mercado.

Consumidores: Incluem o fornecimento e suprimento de energia elétrica faturado e a faturar de consumidores finais, uso da rede, serviços prestados, acréscimos moratórios e de outras concessionárias pelo suprimento de energia elétrica, conforme montantes disponibilizados pela CCEE e saldos relacionados a ativos regulatórios de diversas naturezas, registrados de acordo com o regime de competência.

Provisão para créditos de liquidação duvidosa: Constituída por um montante considerada suficiente pela administração da Companhia para cobrir as possíveis perdas que possam ocorrer na realização das contas a receber, cuja recuperação é considerada improvável.

Estoque (Inclusive do Ativo Imobilizado): Os materiais em estoque classificados no ativo circulante (almoxarifado de manutenção e administrativos) e aqueles destinados a investimento classificados no Ativo não Circulante – Imobilizado (depósito de obra) estão registrados ao custo médio de aquisição.

Investimentos: O saldo remanescente refere-se a bens destinados a uso futuro, como terrenos, edificações, obras civis, máquinas e equipamentos não incluídos no processo de desverticalização da Companhia.

Intangível: Incluí os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados a manutenção da entidade ou exercidos com tal finalidade, como softwares e servidões de passagem. Os ativos intangíveis serão amortizados somente caso sua vida útil puder ser razoavelmente estimada, caso contrário serão considerados como de vida útil indefinida, assim não são amortizados, e sim sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica.

Imobilizado: Incluí os itens que se referem a bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia, inclusive os decorrentes de operações que transfiram os benefícios, os riscos e o controle dos bens. Está registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995 e reavaliado em agosto de 2001, com revisão em maio de 2005, exceto para os grupos de automóveis, caminhões e móveis e utensílios. A depreciação dos bens é calculada pelo método linear, às taxas anuais de acordo com a Resolução ANEEL nº. 240 de 05 de dezembro de 2006. Os ativos imobilizados têm o seu valor contábil testado conforme requerido pela Deliberação CVM nº. 527/2007, caso haja indicadores de perda de valor. No ano de 2008 o ativo imobilizado foi submetido a teste de recuperabilidade.

Arrendamento Mercantil: Os arrendamentos mercantis são segregados entre os operacionais e os financeiros. Quando o arrendamento é classificado como financeiro, ou seja, seus riscos e benefícios são transferidos, este é reconhecido como um ativo da Companhia e mensurado inicialmente pelo seu valor justo ou pelo valor presente dos pagamentos mínimos, entre eles o menor, e depreciados normalmente. O passivo subjacente é amortizado utilizando a taxa efetiva de juros.

Reserva de reavaliação: É realizada em proporção à depreciação e alienação dos ativos imobilizados reavaliados, sendo transferida para a conta de lucros acumulados, líquida dos efeitos do imposto de renda e da contribuição social. A Companhia optou por manter os saldos existentes das reservas de reavaliações até a sua efetiva realização conforme permitido no art. 6º da Lei nº. 11.638/2007.

Custos indiretos de obras em andamento: Parte dos gastos da administração central é apropriada às imobilizações em curso, com base em critérios adequadamente fundamentados.

Atualizações de Direitos e Obrigações: Quando sujeitos a reajustes, por força contratual ou dispositivos legais, pelos efeitos da inflação ou variação cambial, estes foram atualizadas até a data do balanço, e ajustados a valor presente, quando aplicável, tais como em situações em que as referidas taxas contratuais forem inferiores às condições de mercado.

Empréstimos e financiamentos: Estão atualizados pela variação monetária e/ou cambial, juros e encargos financeiros, determinados em cada contrato, incorridos até a data de encerramento do balanço. Os custos de transação são deduzidos dos empréstimos/financiamentos correspondentes. Esses ajustes são apropriados ao resultado do período utilizando a pela taxa efetiva de juros como despesas financeiras, exceto pela parte apropriada ao custo do ativo imobilizado em curso.

Provisão para passivos contingentes: As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações dos riscos em processos cuja probabilidade de perda é provável e quantificadas com base em fundamentos econômicos, na avaliação da administração e dos assessores legais em pareceres jurídicos sobre os processos existentes e outros fatos contingenciais conhecidos nas datas dos balanços.

Imposto de renda e contribuição social: A provisão para imposto de renda e contribuição social é calculada com base no lucro tributável e na base de cálculo da contribuição social, de acordo com as alíquotas vigentes na data do balanço. Sobre as diferenças temporárias, prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social são constituídos impostos diferidos, de acordo com as respectivas alíquotas vigentes na data do balanço. Os prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social podem ser compensados anualmente, observando-se o limite de até 30% do lucro tributável para o exercício. De acordo com o art. 15º. da Medida Provisória nº. 449/2008, que institui o Regime Tributário de Transição (“RTT”) de apuração do Lucro Real, a Companhia considerou a opção pelo RTT aplicável ao biênio 2008-2009, através do envio da Declaração de Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - DIPJ do ano calendário de 2008. As demonstrações financeiras do período findo em 30 de junho de 2.009 foram elaboradas considerando os efeitos da opção pelo RTT.

Registro das operações de compra e venda de energia na CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica: As compras (custo de energia comprada) e as vendas (receita de suprimento) são registradas pelo regime de competência de acordo com as informações divulgadas pela CCEE, entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela administração da Companhia, utilizando-se de parâmetros disponíveis no mercado.

Plano de suplementação de aposentadoria e pensão: Os custos, as contribuições e o passivo atuarial são determinados, na data do balanço, por atuários independentes. A partir de 31 de dezembro de 2001, esses valores são apurados e registrados de acordo com a Deliberação CVM nº. 371/2000.

Derivativos: A Companhia firma contratos de instrumentos derivativos com o objetivo de administrar os riscos associados a variações nas taxas cambiais e de juros. Os referidos contratos de derivativos são contabilizados pelo regime de competência e estão mensurados a valor justo por meio de resultados. Os ganhos e perdas auferidos ou incorridos em função desses contratos são reconhecidos como ajustes em receitas ou despesas financeiras. Os contratos derivativos da Companhia são com instituições financeiras de grande porte e que apresentam grande experiência com instrumentos financeiros dessa natureza. A Companhia não tem contratos derivativos com fins comerciais ou especulativos.

Estimativas: A preparação de demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, requer que a Administração da Sociedade se baseie em julgamento para determinação e o registro de certas estimativas que afetam seus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como, a divulgação de informações suplementares das suas demonstrações contábeis. A Companhia revisa as estimativas e as premissas pelo menos anualmente.

Redução ao valor recuperável de ativos: O imobilizado e outros ativos não circulantes, inclusive o ágio e os ativos intangíveis, são revistos anualmente para se identificar evidências de perdas não recuperáveis, ou ainda, sempre que eventos ou alterações nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser recuperável. Quando este for o caso, o valor recuperável é calculado para verificar se há perda. Quando houver perda, ela será reconhecida pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapassa seu valor recuperável que é o maior entre o preço líquido de venda e o valor em uso de um ativo.

Resultado: As receitas de fornecimento de energia elétrica foram mensuradas com base no regime de competência, incluindo a quantificação estimada do fornecimento de energia elétrica da última medição até o encerramento das demonstrações contábeis, não estando limitado apenas à conclusão do processo de faturamento e a conseqüente emissão física da respectiva conta.

Informações sobre quantidade de ações e resultado por ação: Conforme requerido pelas práticas contábeis adotadas no Brasil, informações sobre quantidade de ações e resultado por ações consideram a quantidade histórica de ações efetivamente em circulação na data do balanço. O lucro(prejuízo) por ação corresponde à razão entre o lucro(prejuízo) líquido da Companhia no período e a quantidade de ações em circulação no final deste período.

Subvenção e assistência governamental: A partir de 1º janeiro de 2008, as subvenções governamentais se recebidas, serão reconhecidas como receita ao longo do período, confrontadas com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática. Os valores a serem apropriados no resultado serão destinados à Reserva de Incentivos Fiscais. Atualmente a Companhia não tem subvenções e assistências governamentais.

5. APLICAÇÕES NO MERCADO ABERTO

(*) As aplicações financeiras são consideradas equivalentes caixa por terem alta liquidez, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor. Seu valor contábil é próximo ao seu valor justo.

6. CONSUMIDORES

Composição

(a) Comercialização na CCEE.

O saldo da conta de consumidores inclui o registro dos valores referentes à comercialização de energia no circulante e não circulante, no montante de R$ 3.745 em 2009, com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE até o mês de junho de 2009. De acordo com a Resolução ANEEL nº. 552, de 14 de outubro de 2002, os valores das transações de energia de curto prazo não

liquidados nas datas programadas deverão ser negociados bilateralmente entre os agentes de mercado.

As operações de compra e venda de energia elétrica praticadas no período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, após os ajustes divulgados pela CCEE, tiveram seu processo de liquidação concluído em julho de 2003, as demais operações de compra e venda de energia elétrica praticadas no primeiro trimestre de 2009, estão sendo liquidadas mensalmente.

Os valores da energia no curto prazo e da energia livre estão sujeitos a modificação dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor.

(b) Subsídio a Irrigantes:

A Resolução Normativa nº. 207, de 9 de janeiro de 2006, “estabelece os procedimentos para aplicação de descontos especiais na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e na aqüicultura”, dispôs no artigo 6º. que “o valor financeiro resultante dos descontos estabelecidos nesta Resolução, configura direito da concessionária a ser compensado no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração”.

(c) Fornecimento não Faturado - Programa Luz para Todos:

Pela Resolução Homologatória nº. 685, de 5 de agosto de 2008 que homologa as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Companhia em média, em 17,24%, e Nota Técnica nº. 220/2008 – SRE/ANEEL, de 24 de julho de 2008 – Processo 48500.002797/2008-31, ficam reconhecidas as despesas realizadas com o programa Luz para Todos. A Superintendência de Regulação Econômica – SRE analisou os dados informados pela concessionária e decidiu considerar neste reajuste o valor de R$ 14.004 correspondente aos custos dos consumidores atendidos pelo Programa e não cobertos pela tarifa.

(d) Ajuste a valor presente

Refere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros. Para o desconto a valor presente utilizou-se uma taxa de 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital (WACC) que a ANEEL considera como a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia está definida na Resolução ANEEL nº 234 de 31/10/2006. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Tendo em vista a natureza, complexidade e volume das renegociações a divulgação do fluxo de caixa e sua temporalidade foi omitido, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante.

7. PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

a. movimentação:

A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída considerando os critérios a seguir elencados:

Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias. Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias. Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública e

serviços públicos e outros, vencidos há mais de 360 dias. Após análise criteriosa, efetuada pela administração da companhia, foram

excluídas contas vencidas que estão em processo de negociação.

A Companhia possui um grupo de profissionais com o propósito de avaliar a qualidade e a possibilidade de recuperação dos créditos em atraso referente ao fornecimento de energia para os diversos seguimentos de clientes.

O aumento da provisão para crédito de liquidação duvidosa, ocorrido no primeiro trimestre de 2009, refere-se ao aumento da inadimplência ocorrida na classe Residencial no período.

Os créditos em atraso com Prefeituras Municipais, Órgãos Públicos integrados as Administrações Públicas Municipais, Serviços Públicos, Órgãos Estaduais e Federais, possuem saldos reclassificados para o realizável a longo prazo.

Os administradores, com base em estudos e na posição dos seus consultores jurídicos, entendem que os procedimentos de cobranças atualmente praticados, os parcelamentos, as diligências de cobranças e os acordos realizados com os diversos órgãos governamentais e de serviços públicos, somados aos procedimentos judiciais que compreendem, entre outros, a constituição de precatórios judiciais como garantia dos créditos e a aplicação dos termos previstos na legislação de responsabilidade fiscal vigente, minimizam potencialmente os riscos de incertezas dos recebimentos dos créditos.

8. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A COMPENSAR

(a) Saldo negativo de Imposto de Renda e Contribuição Social apurado na Declaração de Ajuste Anual, de anos-calendários anteriores, decorrentes de estimativas parceladas, que será utilizado à medida que forem sendo pagas as prestações do PAEX (vide nota 18), e desde que o montante já pago exceda o valor do imposto ou da contribuição determinados com base no Resultado apurado nos respectivos períodos.

(b) O ICMS a compensar apurado na aquisição de bens do ativo imobilizado será recuperado em até 48 meses. A Companhia procedeu o cálculo do AVP – Ajustes a Valor Presente utilizando a taxa de 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital (WACC) que a ANEEL considera como a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia está definida na Resolução ANEEL nº 234 de 31/10/2006. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Tendo em vista a natureza, complexidade e volume da recuperação a divulgação do fluxo de caixa e sua temporalidade foi omitido, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante.

9. REDUÇÃO DE RECEITA - BAIXA RENDA

Subvenção à Baixa Renda - Tarifa Social: O Governo Federal , através da Lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda, o que causou uma redução na receita operacional da Companhia, compensado através do Decreto Presidencial nº. 4.538, de 23 de dezembro de 2002, em que foram definidas as fontes para concessão e subvenção econômica com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda, com consumo mensal inferior a 80 KWh ou com consumo entre 80 e 220 KWh, neste último caso desde que atendam alguns critérios conforme estabelecido no artigo 5º da Lei nº. 10.604, de 17 de dezembro de 2002.

Segue, abaixo, a movimentação no exercício:

10. ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

10.1. Conta de Compensação de Variação de Custos da “Parcela A” - CVA

Conforme disposições contidas na Medida Provisória nº. 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, Portarias Interministeriais nº. 296, de 25 de outubro de 2001, e nº. 25, de 24 de janeiro de 2002 e nº 116 de 4 de abril de 2003, e Resoluções complementares da ANEEL, a Companhia registrou como despesas antecipadas a variação dos valores de itens denominados de “Parcela A” (custos não gerenciáveis) que serão recuperados através de aumentos tarifários futuros.

Em 7 de agosto de 2008, entrou em vigor o novo reajuste tarifário que teve sua aplicação prevista na Resolução ANEEL nº 685 de 5 de agosto de 2008, que reajustou as tarifas de fornecimento de energia elétrica da CELPA em média 17,24%, sendo 11,58% relativos ao reposicionamento tarifário e 5,67 % relativos aos componentes financeiros externos à revisão tarifária periódica. Conforme Nota Técnica ANEEL nº. 220 de 24 de agosto de 2008, a Centrais Elétricas do Pará S/A - CELPA iniciou a compensação dos valores reconhecidos na CVA no período entre agosto de 2007 a julho de 2008, denominada “CVA 2008”.

Os valores que estão sendo compensados por meio da “CVA em processamento”, impactam em um aumento de 1,97%, enquanto a “CVA” ano anterior – saldo a compensar apresentou uma redução de –0,04%, que serão percebidos na tarifa de fornecimento de energia elétrica no período de 7 de agosto de 2008 a 6 de agosto de 2009.

O quadro a seguir demonstra a movimentação dos Ativos e Passivos Regulatórios no exercício de 2009:

A atualização monetária dos valores registrados nestas contas vem sendo apurada com base na taxa de juros Selic/Bacen.

10.2. Acordo Geral do Setor Elétrico

O Governo Federal, através da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGCEE, e as concessionárias distribuidoras e geradoras de energia elétrica celebraram, em dezembro de 2001, o Acordo Geral do Setor Elétrico, definindo os critérios para a recomposição das receitas e perdas extraordinárias relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, que se dará através de adicional tarifário nas contas de fornecimento de energia, sendo 2,9% nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixa renda), iluminação pública e rural, e de 7,9% para as demais classes de consumidores.

A ANEEL, através do Ofício Circular nº. 2.212, de 20 de dezembro de 2005; e 074, de 23 de janeiro de 2006, estabeleceu os seguintes procedimentos para o cálculo da remuneração:

Para o item Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, a incidência da remuneração deverá ser: (i) sobre o montante financiado, que corresponde a 90% dos valores homologados pela ANEEL, taxa SELIC (BNDES), acrescida de juros de 1% a.a., proporcionalmente aos desembolsos recebidos; e (ii) sobre os 10% não financiados, taxa SELIC (BACEN);

Para o item Energia Livre, para o caso em que a Geradora obteve o financiamento junto ao BNDES, calcular a remuneração pela taxa SELIC (BNDES), acrescida de juros de 1% a.a., proporcionalmente aos desembolsos recebidos; e para as Geradoras que não obtiveram financiamento a remuneração deverá ser calculada somente pela taxa SELIC (BACEN);

Para o item “Parcela A “ (parcela de custos componentes da tarifa de energia não gerenciáveis pela concessionária), a remuneração deverá ser apropriada utilizando a taxa SELIC (BACEN)

As informações do exercício findo em de 30 de junho de 2009 contemplam os seguintes ajustes decorrentes do Acordo:

A ANEEL, através da Resolução Normativa ANEEL nº. 1, de 12 de janeiro de 2004, retificou os montantes que haviam sido homologados pelas Resoluções nº. 483 , de 29/08/2002, relativos à Energia Livre e alterou os prazos máximos de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica, excluindo deste prazo a recuperação dos valores financeiros de itens da Parcela A e, através da Resolução nº. 45, de 3 de março de 2004, alterou o percentual a ser aplicado à arrecadação da RTE a título de repasse de energia livre, para 46,4669%.

11. OUTROS ATIVOS

a) Refere-se ao valor de créditos de terceiros, adquiridos nos exercícios de 2003 e 2004, com a finalidade de compensação com tributos e contribuições federais, sendo (i) os créditos de terceiros que estão registrados pelo seu custo de aquisição no montante de R$ 36.896, foram reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado na ação de indenização nº. 96.00.16761-3, que tramitou perante a 15ª. Vara Federal do distrito Federal, e condenou a união Federal ao pagamento de indenização por danos causados aos antigos detentores desses créditos. Atualmente o processo encontra-se em fase de execução de título judicial sob nº. 2002.34.00.031726-3, movido pelos antigos credores e titulares do direito de crédito, perante a mesma Vara. A Companhia ingressou com pedido de assistência protocolados nos autos da execução de título judicial citado, havendo acompanhamento diligente da citada execução. Recentemente, o Juiz de primeira instância indeferiu os pedidos de assistência. Contra a referida decisão foi apresentado recurso de agravo de instrumento, que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1ª. Região. A realização do crédito depende do sucesso do processo de execução de título judicial movido pelos antigos credores; (ii) créditos representados em “Cautelas de Obrigações” emitidas pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, com laudos de autenticidade e laudo de reconhecimento do valor das referidas cautelas, que estão registradas pelo seu custo de aquisição no montante de R$ 3.115, e ingressou com ação ordinária de cobrança contra a união Federal e a Eletrobrás, que recebeu o título judicial nº. 2007.34.00.000782-5, em curso perante a 5ª. Vara Federal do Distrito Federal, a fim de obter restituição dos valores indicados das referidas cautelas devidamente atualizados. Com a adesão ao Parcelamento Excepcional – PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15.12.2006, a Companhia desistiu da compensação tributária de referidos créditos e pretende obter judicialmente sua satisfação. O deságio verificado à época das aquisições desses créditos pela Companhia totalizou R$ 102.994, que será refletido no resultado no momento em que houver a satisfação dos créditos, como resultado dos procedimentos judiciais.

12. PARTES RELACIONADAS

12.1. Transações e saldos com empresas relacionadas

(a) Conta corrente – 31/12/2006

Refere-se a consolidação e repactuação dos saldos dos contratos denominados “Conta Corrente até 31/8/2004” que seriam pagos em 120 meses com carência de 18 meses e remunerados a taxa de 100% CDI e do contrato denominado “Conta Corrente após 1/9/04” que permitia a movimentação financeira entre empresas do grupo com remuneração de CDI mais 2% de juros a.a., com prazo de vencimento de 24 meses, repactuados nas seguintes condições:

Carência de 24 meses Prazo 86 meses Remuneração 100% CDI mais 2% Juros a.a.

Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho nº. 181 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 29/1/2007.

Em fevereiro de 2008 através do 1° aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Repactuação de Dívida de Mútuo, foi repactuado a remuneração do contrato passando a ser de 100% do CDI a partir do saldo de devedor em 31/12/2007. Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho n° 709 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 22/2/2008.

(b) Conta corrente 1/9/2006

Contrato multilateral de mútuo, 1º e 2º aditamentos entre as empresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias (Anuência ANEEL conforme despacho nº. 2.769 de 27 de novembro de 2006)

As empresas Geradoras e Não Concessionárias darão em empréstimos, recursos financeiros às Distribuidoras, na medida de suas necessidades de forma sucessiva e contínua, com remuneração sobre o saldo devedor calculada com base em 100% do CDI mais 2% de juros anuais, no período de 1º. de setembro de 2006 a 31 de agosto de 2008. Cada empresa tem um limite máximo para o saldo credor, as Distribuidoras, por sua vez, somente poderão realizar operações de conta-corrente na condição de tomadoras dos empréstimos perante as Geradoras e Não Concessionárias.

Em fevereiro de 2008 através do 3° aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entre as empresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias, foi repactuado a remuneração do contrato passando a ser de 100% do CDI a apartir do saldo devedor em 25/02/2008. Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho nº. 709 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 22/02/2008.

Em 29/7/08, através do 4º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entre as empresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias foi incluída a Juruena Energia S.A. na qualidade de mutuante geradora, excluidas a Rede Lajeado Energia S.A., Tocantins Energia S.A. e Ipueiras Energia S.A.; permitir que as mutuantes realizem operações de empréstimos financeiros entre si; revistos os limites máximos para o saldo credor de cada empresas e prorrogado o vencimento do contrato para 31 de agosto de 2011, anuido pela ANEEL conforme despacho nº. 3.661 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 26/10/2008.

Em 31/10/08, através do 5º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entre as empresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias foram incluídas no contrato a distribuidora ENERSUL, na condição de mutuaria e a

CELPA, na condição de mutuaria, anuído pela ANEEL conforme despacho nº. 4.579 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 11/12/2008.

(c) Alienação de bens e direitos

Corresponde ao valor a receber da Rede Power do Brasil S.A. relativo a alienação das participações societárias nas companhias, Rede Lajeado Energia S.A., de acordo com o Instrumento Particular de Venda e Compra de Ações com a anuência da ANEEL, dada através do Despacho nº. 2.147 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 20/12/2005 e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE de acordo com o Instrumento Particular de Venda e Compra de Ações com a anuência da ANEEL, dada através do Despacho nº. 683 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 3/4/2006.

Em novembro/2007, através do primeiro termo aditivo ao Instrumento Particular de Venda e Compra de ações da Rede Lajeado Energia S.A. foi renegociada, a remuneração e forma de pagamento adequando o respectivo encargo para IGP-M mais 2% a.a e o pagamento em 12 parcelas anuais vencendo a 1ª em 26/6/2008. Este aditamento tem a anuência da ANEEL, dada através da Resolução Autorizativa nº. 3.458 de 21/11/2007 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira publicado no DOU de 23/11/2007.

12.2. Remuneração dos administradores

A Remuneração total dos Administradores no 1º. semestre foi de R$ 1.541 (R$ 1.580 em 2008), que corresponde na sua totalidade a benefícios de curto prazo.

12.3. Compartilhamento de Infra-Estrutura

Atualmente as empresas do Grupo Rede compartilham as seguintes atividades, equipamentos e instalações:

Compartilhamento de aeronave: foi firmado, em 24/3/1999, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, Instrumento Particular de Contrato de Uso Compartilhado de Aeronaves e Outras Avenças, conforme Ofício nº. 1.955/2003-SFF/ANEEL de 25/11/2003.

Em novembro/2008, através do primeiro termo aditivo ao Instrumento Particular de Contrato de Uso Compartilhado de Aeronaves e Outras Avencas foi incluída a ENERSUL, anuído pela ANEEL através do Despacho nº. 4.399 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 27/11/2008

Todas as despesas incorridas na manutenção e operação são apuradas na coligada Caiuá Distribuidora, detentora da aeronave e repassados às demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.

Compartilhamento de Escritório comercial em Brasília: Foi firmado contrato em 22/7/2004, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO,

CELTINS, CEMAT e CELPA, com vigência de 24 meses, aprovado conforme Ofício nº. 1.185/2004 -SFF/ANEEL de 19/7/2004.

Em 17/7/2006, foi prorrogada a vigência do Contrato por mais 24 meses, aprovada conforme Despacho nº. 1781 SFF/ANEEL de 7/8/2006 e publicado no DOU de 8/8/2006.

Em 01/7/2008, foi prorrogada a vigência do Contrato para 21/7/2010, aprovada conforme Despacho nº. 652 SFF/ANEEL de 17/2/2009 e publicado no DOU de 20/2/2009.

Em 27/10/2008, através do Primeiro Termo Aditivo ao Instrumento Particular de Contrato de Uso Compartilhado e de Rateio de Despesas foi incluída a coligada ENERSUL, aprovado conforme Despacho nº. 652 SFF/ANEEL de 17/2/2009 e publicado no DOU de 20/2/2009.

Os custos referentes ao escritório são suportados pela coligada EDEVP e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.

Compartilhamento de Serviços e Infra-Estrutura de Telefonia e Comunicação: Foi firmado contrato em 24/7/2004, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, sem necessidade de anuência prévia da ANEEL conforme Ofício nº. 1.706-SFF/ANEEL de 24/8/2007.

Os custos referentes a infra-estrutura de telefonia e comunicação são suportados pela coligada Caiuá Distribuidora e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.

Compartilhamento de Link de Dados: Foi firmado contrato em 17/4/2008, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, sem necessidade de anuência prévia da ANEEL conforme Ofício nº. 920/2008-SFF/ANEEL de 16/5/2008.

Os custos referentes ao link de dados são suportados pela coligada CEMAT e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.

Compartilhamento do Atendimento 0800 a Portadores de Deficiência Auditiva e/ou de Fala: Foi firmado contrato em 24/11/2008, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, aprovado conforme Despacho nº. 4.793-SFF/ANEEL de 24/12/2008, publicado no DOU em 26/12/2008.

Os custos referentes ao atendimento 0800 a portadores de deficiência auditiva e/ou de fala são suportados pela coligada CELTINS e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.

Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal para utilização recíproca dos recursos humanos nas atividades comuns de gerência e direção firmado em 3/8/2006,

entre as empresas, Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CELPA, CEMAT, CELTINS, CFLO e Rede Comercializadora, com vigência de 24 meses, aprovado conforme Despacho nº. 2.207 SFF/ANEEL de 26/9/2006 e publicado no DOU de 27/9/2006.

Em 8/7/2008, através do Primeiro Termo Aditivo ao Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal, foi prorrogada a vigência do Acordo para 2/8/2011, aprovado conforme Despacho nº. 3.923 SFF/ANEEL de 28/10/2008 e publicado no DOU de 29/10/2008.

Em 6/11/2008, através do Segundo Termo Aditivo ao Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal, foi incluída a coligada ENERSUL e alterada a vigência do Acordo para 2/8/2010, aprovado conforme Despacho nº. 4.398 SFF/ANEEL de 27/11/2008 e publicado no DOU de 28/11/2008.

13. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS

Ativo diferido

Baseada no estudo técnico das projeções de resultados tributáveis computados de acordo com a Instrução CVM nº. 371, a Companhia estima recuperar o crédito tributário não circulante nos seguintes exercícios:

Passivo diferido

Diferenças Temporárias:

Os saldos de imposto de renda e a contribuição social diferidos passivos são provenientes, do subsídio irrigação e aqüicultura, reposicionamento tarifário e da receita decorrente de custos incorridos com o Programa Luz para Todos, sem cobertura tarifária, a qual é excluída da base de cálculo do imposto de renda e da contribuição social, cuja tributação ocorrerá na medida e na proporção do efetivo faturamento e dos efeitos da Lei 11.638/07. (nota 22)

14. INVESTIMENTOS

(a) Refere-se aos bens destinados a uso futuro, em conformidade com o processo de desverticalização adotado pela Companhia e de acordo com a proposta apresentada à ANEEL.

15. IMOBILIZADO

Por natureza, o imobilizado está constituído da seguinte forma:

O imobilizado em curso refere-se substancialmente, as obras de expansão em andamento do sistema de distribuição de energia elétrica.

Incluem itens incorporados através de arrendamentos mercantis financeiros, cujos valores são imateriais.

O arrendamento financeiro reconhecido na transição da Lei 11.638/07 encontra-se totalmente depreciado.

Por atividade, o imobilizado está constituído da seguinte forma:

(*) Essa taxa média é calculada considerando a despesa de depreciação do exercício dividida pelo saldo médio anual do imobilizado.

A mutação do ativo imobilizado está demonstrada abaixo:

As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº. 240/06, são as seguintes:

Dos bens vinculados à concessão

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 e 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. 20/99 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimento no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão. Essas obrigações estão registradas em grupo específico no Passivo Não Circulante, e estão sendo apresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aporte financeiro com fins específicos de financiamentos para obras.

A partir de 1 de janeiro de 2007, as Obrigações Vinculadas passaram a ser controladas conforme determina o Despacho ANEEL nº. 3073, de 28 de dezembro de 2006, Ofícios Circulares ANEEL nº. 236, 296 e 1314, de 8 de fevereiro de 2007, 15 de fevereiro de 2007 e 27 de junho de 2007 respectivamente. Nessas legislações ficou determinado que:

As baixas do ativo imobilizado, de bens ou empreendimentos que tenham sido total ou parcialmente constituídos com recursos de terceiros, devem ser refletidas

nas Obrigações Vinculadas, de forma a anular os efeitos no resultado do exercício, quando do encerramento da Ordem de Desativação - ODD. Para fins de baixa dos recursos registrados nas Obrigações Vinculadas, deve ser identificado e utilizado o percentual que o bem ou empreendimento baixado representa em relação ao ativo imobilizado em serviço da respectiva atividade.

Os valores registrados nas Obrigações Vinculadas passaram a ser objeto de cálculo de Reintegração – Depreciação e registradas contabilmente de forma que o efeito desta despesa seja anulado no resultado do exercício. O prazo de inicio da apuração da depreciação acumulada deve ser a partir do 2º. ciclo da revisão tarifária.Para a apuração do valor da reintegração, deve ser utilizada a taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das Obrigações Vinculadas.

A Resolução Normativa ANEEL nº. 234, de 31 de outubro de 2006, estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica, que na Companhia ocorreu em agosto de 2008.

A partir de 1º. de janeiro de 1996, essas obrigações não estão sendo mais atualizadas pelos efeitos da inflação, tendo a seguinte composição:

Reavaliação

Em atendimento a Deliberação CVM 183/95 - item 15, a Companhia procedeu uma nova avaliação dos bens reavaliados em 2001 como forma de dar continuidade a prática contábil estabelecida para os bens do imobilizado.

A Assembléia Geral Extraordinária realizada em 29 de julho de 2005 aprovou a nomeação das empresas especializadas Moore Stephens Lima Lucchesi Auditores Independentes e Stima Engenharia Ltda e o respectivo Laudo de Avaliação apresentado pelas empresas, onde constam os novos valores dos bens do imobilizado na data base de 31 de maio de 2005, conforme detalhado a seguir:

O efeito no resultado do trimestre, oriundo das depreciações, baixas e alienações, foi de R$ 7.965, líquido dos efeitos tributários (R$ 7.856 no mesmo trimestre de 2008).

Teste de recuperabilidade econômica

Em 31/12/2008 a Companhia efetuou o teste de recuperabilidade dos ativos imobilizados e intangíveis de acordo com CPC 01 – Deliberação CVM nº. 527 com base no seu valor em uso, utilizando o modelo de fluxo de caixa descontado considerando como unidade geradora de caixa o contrato de concessão conforme previsto no item 6.3.12 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica publicada pela ANEEL. O valor apurado se mostrou superior ao respectivo valor contábil.

16. INTANGÍVEL

Por atividade, o intangível está constituído da seguinte forma:

(*) Essa taxa média é calculada considerando a despesa de amortização do exercício dividida pelo saldo médio anual do imobilizado.

A mutação do intangível está demonstrada da seguinte forma:

As faixas de Servidões: são direitos de passagem para linhas de transmissão associadas à distribuição na área de concessão da Companhia, e em áreas urbanas e rurais particulares, constituídos por indenização em favor do proprietário do imóvel. Como são permanentes, não há amortização.

Software: são licenças de direito de propriedade intelectual, constituídos por gastos realizados com a aquisição das licenças e demais gastos com serviços complementares à utilização produtiva de softwares. Tais itens são amortizados linearmente.

Amortização: As amortizações estão sendo reconhecidas na demonstração de resultado de acordo com o regime de competência, na rubrica “depreciações e amortizações”

17. FORNECEDORES

(a) Vide nota explicativa nº. 10.

18. IMPOSTOS, CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS E PARCELAMENTOS

(a) Parcelamento concedido pela Secretaria Executiva de Estado da Fazenda do Estado do Pará a ser amortizado em 60 parcelas mensais e sucessivas, com vencimento da primeira parcela ocorrendo em 28/11/2005 e a última parcela vencendo em 28/10/2010 e concessão de um novo parcelamento em 6 parcelas mensais e sucessivas, com vencimento da primeira parcela ocorrendo em 30/06/2009 e a última parcela vencendo em 30/11/2009, sendo corrigidas pelo Sistema Especial de Liquidação e Custódia - Selic mais 1%.

Parcelamento Excepcional PAEX – Refere-se a parcelamentos de tributos e contribuições sociais da companhia junto a Receita Federal do Brasil – RFB e à Procuradoria Geral da Fazenda Nacional – PGFN, nos termos dos arts. 1º e 8º da MP nº 303/2006, cujas parcelas são corrigidas mensalmente pela TJLP, para os débitos com vencimento até 28 de fevereiro de 2003 e, SELIC, para os débitos com vencimento entre 1 de março de 2003 e 31 de dezembro de 2005, respectivamente.

O saldo da dívida consolidada do PAEX pela companhia diverge em R$ 35.588 do saldo consolidado pela RFB em 30 de junho de 2009. A companhia entrou com contestações com relações às divergências através de solicitação de revisão dos débitos consolidados no PAEX-SRDC.

a. O débito consolidado em 130 parcelas mensais de acordo com o disposto no artigo 1º. da Medida Provisória nº. 303, de 29 de junho de 2006, está sendo pago desde de setembro de 2006. As parcelas do débito consolidado pagas no exercício findo em 30 de junho de 2009, montam em R$ 8.726 (principal de R$ 7.512 e encargos de R$ 1.214 ).

Sobre o saldo devedor incidem juros mensais equivalentes à variação da TJLP.

O valor total referente ao PAEX 130 meses é composto por:

b. O débito consolidado em 120 parcelas mensais de acordo com o disposto no artigo 8º. da Medida Provisória nº. 303, de 29 de junho de 2006, está sendo pago desde setembro de 2006. As parcelas do débito consolidado pagas no exercício findo em 31 de junho de 2009, montam em R$ 27.090 (principal de R$ 21.078 e encargos de R$ 6.012).Sobre o saldo devedor incidem juros mensais equivalentes à variação da Selic.

O valor total referente ao PAEX 120 meses é composto por:

19. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS

a. Composição:

b. Composição do saldo devedor por moeda e indexador.

c. Os indexadores, base de atualização dos empréstimos e financiamentos, apresentaram as seguintes variações durante o trimestre:

d. Detalhamento dos Empréstimos e Financiamentos:

1. ELETROBRÁS - Recursos destinados a investimentos no ativo imobilizado, para expansão do Programa Nacional Luz no Campo. O empréstimo é datado de 29/2/2000, a data de vencimento da última parcela ocorrerá em 30/8/2014, conforme aditivo contratual, a forma de amortização é mensal, e a taxa de juros é de 5% a.a.

ELETROBRÁS - Empréstimos tomados para a implementação do Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica “Luz para Todos”, instituído pelo Decreto nº. 4.873, de 11 de novembro de 2003, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e operacionalizado pela ELETROBRÁS, com recursos originários da Reserva Global de Reversão - RGR e Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. O recurso oriundo da RGR tem prazo para amortização do contrato de 120 meses em parcelas mensais e sucessivas, com carência de 24 meses, vencendo a primeira parcela em 30/9/2006 e a última parcela vencendo em 30/8/2016, a taxa de juros de 5% a.a.. O recurso da CDE é subvencionado pela ELETROBRÁS.

2. Tesouro Nacional - Reestruturação de dívida externa, contrato inicial assinado em 31/12/1997, com taxas de juros que variam de 4,3% a 11% a.a., mais taxa libor semestral acrescida da variação cambial, com amortização semestral, e vencimento da última parcela em 15/4/2024.

3. Arrendamento Mercantil – Contratos de arrendamentos mercantis em moeda nacional, com taxas que variam de CDI a CDI mais 1,81% a.a, TJLP mais 4,8% a.a., amortização mensal e vencimento da última parcela em 15/10/2011. Em moeda estrangeira, contrato junto ao Banco GE, com taxa Libor + 2,25% a.a., amortização trimestral e vencimento da última parcela em 17/1/2010. A dívida total dos arrendamentos mercantis em 30 de junho de 2009 é de R$ 3.709 e seu valor corresponde ao valor presente nesta data. Os valores de pagamentos futuros estão distribuídos da seguinte forma:

4. Capital de giro diversos – Para moeda nacional as taxas de juros variam de 1,21% a 17,48% a.a. acrescidas de CDI com amortização mensal, e vencimento da última parcela ocorrendo em 10/10/2014.

5. Empréstimo “Unit Note” – Em 14 de fevereiro de 2006, a CELPA efetuou a emissão de US$ 50 milhões relativos a “Unit Note”, com prazo total para liquidação de 6 anos, sendo 3 anos de carência e 3 anos para amortização do principal e com taxa de juros nominal de 9,5% a.a.. A operação tem uma taxa efetiva de juros de 10,065% a.a, essa taxa contempla os custos de transação que são apropriados ao resultado mensalmente, conforme a Deliberação CVM nº. 556/08. Durante o 2º trimestre foram amortizados R$ 55 referente a custos de transação, perfazendo um total acumulado de R$ 109 no 1º semestre/2009. Os custos de transação a serem amortizados são R$ 109 (2º semestre de 2009), R$ 195 (2010), R$ 169 (2011), R$ 20 (2012) .O montante do principal dessa operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial, por meio de instrumentos derivativos em reais. Em 9 de agosto de 2007, a Cia antecipou pagamentos no montante de US$ 31.899 milhões, correspondentes a R$ 61.231.

6. Empréstimo – BID – Em 12 de junho de 2006, a CELPA assinou contrato de US$ 135.000.000 (cento e trinta e cinco milhões de dólares americanos) provenientes de empréstimos aprovados pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), com liberações ocorridas em: 21 de julho de 2006, US$ 100.000.000 ( cem milhões de dólares americanos ); 20 de dezembro de 2007, US$ 10.000.000 ( dez milhões de dólares americanos ) e 24 de julho de 2008, US$ 25.000.000 ( vinte e cinco milhões de dólares americanos ) Do total recebido , US$ 75.000.000 são provenientes de recursos próprios do BID (denominados como “A Loan” ou parte “A”) e US$ 60.000.000 (sessenta milhões de dólares americanos) de um sindicato de bancos (club deal) composto pelo Banco Société Générale e Banco Itaú Europa, parte “B”. A parte “A” do financiamento terá o prazo total de 9 (nove) anos para liquidação, sendo 3 (três) anos de carência e mais 6 (seis) para amortização do principal. A parte “B” terá o prazo total de 6 (seis) anos para liquidação, sendo 3 (três) anos de carência e mais 3 (três) anos para amortização. As amortizações serão pagas trimestralmente e durante o período de carência ocorrerão pagamentos trimestrais dos encargos. O custo da parte A é de Libor acrescida de spread de 3,875% a.a. e a parte B de Libor acrescida de spread de 3,5% a.a.. O principal referente a primeira liberação da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial (Swap) a taxas que variam entre IGPM acrescido de spread de 4,23% a.a. e IGPM acrescido de spread de 5,50 a.a.

7. Custo de Transação: Refere-se a despesas incorridas na obtenção de empréstimos, pagas antecipadamente e apropriadas mensalmente ao resultado pela taxa efetiva de juros, em atendimento a Deliberação CVM nº . 556/08.

Garantias

Os empréstimos e financiamentos estão garantidos por notas promissórias, avais do acionista controlador e receitas futuras de fornecimento de energia elétrica.

e. As parcelas do não circulante (principal e encargos) têm os seguintes vencimentos:

f. Mutação de empréstimos e financiamentos:

20. TAXAS REGULAMENTARES

21. OBRIGAÇÕES DO PROGRAMA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

O contrato de concessão da Companhia estabelece a obrigação em aplicar anualmente o montante de 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado aos Programas de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, e valores a serem recolhidos ao Fundo

Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e ao Ministério de Minas e Energia (MME). A participação de cada um dos programas estão definidas pelas Leis nº. 10.848 e 11.465, de 15 de março de 2004 e 28 de março de 2007 respectivamente.

A atualização das parcelas referentes aos Programas de Eficientização e Pesquisa e Desenvolvimento é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL nº. 176, de 28 de novembro de 2005, nº. 219, de 11 de abril de 2006, nº. 300, de 12 de fevereiro de 2008 e nº. 316, de 13 de maio de 2008.

Por meio da Resolução Normativa nº. 233, de 24 de outubro de 2006, com validade a partir de 1 de janeiro de 2007, a ANEEL estabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do programa de eficiência energética. Dentre esses novos critérios, foram definidos os itens que compõem a base de cálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento ao FNDCT e ao MME.

A realização das obrigações com o programa de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento através da aquisição de ativos imobilizados tem como contrapartida o saldo de obrigações especiais.

As informações gerais sobre o Programa de Pesquisa & Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica, estão disponíveis no site www.redenergia.com.

22. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

23. PROVISÕES PARA PASSIVOS CONTINGENTES E DEPÓSITOS JUDICIAIS

(a) As ações judiciais de natureza cível referem-se, de maneira geral, em sua grande maioria, a discussões sobre o valor de contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; a cobrança de danos materiais e morais pelo consumidor decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos medidores de energia elétrica, ou decorrentes de variações na tensão elétrica ou de falta momentânea de energia; bem como ações em que consumidores pretendem devolução de valores, em razão do aumento das tarifas de energia determinado pelas Portarias nº’s. 38 e 45/86, do extinto Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE, no período de congelamento de preços do Plano Cruzado.

(b) As ações judiciais de natureza trabalhista referem-se, de maneira geral, a discussões de ex-empregados pretendendo recebimento de horas-extras, de adicional de periculosidade, de horas de sobreaviso, de indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade solidária por verbas rescisórias.

Foram provisionadas as contingências representadas pelas citadas ações judiciais cíveis e trabalhistas com chances prováveis de perda pela Companhia, conforme avaliação de seus advogados. De maneira geral, estimamos em cerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que referidas ações com chances prováveis de perda tenham julgamento final e haja o efetivo desembolso pela Companhia dos valores provisionados, na hipótese de a Companhia ser vencida nas ações.

(c). Em setembro de 2006, a Companhia aderiu ao Parcelamento Excepcional (PAEX) de tributos e encargos federais, instituído pela Medida Provisória nº. 303/2006, tendo incluído no parcelamento valores de tributos e encargos federais em discussão administrativa ou judicial com a Secretaria da Receita Federal, em que eram remotas e, em alguns casos, em que eram possíveis as chances de êxito da Companhia, razão pela qual houve desistência de referidos processos administrativos ou judiciais, permanecendo em curso os processos administrativos e judiciais em que são prováveis as chances de êxito da Companhia.

(d). A Companhia também apresentou os valores de suas contingências passivas cujas chances de êxito são possíveis. Por entendermos razoáveis as chances de êxito, não houve provisionamento de referidos valores e, caso referidas contingências venham a representar perda, estimamos em cerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que haja o desembolso pela Companhia.

24. CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS

(a) Refere-se a caução dada em garantia dos empréstimos com o Tesouro Nacional, a qual é corrigida através de índice semestral e variação cambial, sendo a data de vencimento em 15/4/2024.

(b) Refere-se a caução em garantia do contrato de leasing da aeronave junto ao Banco GE, sendo corrigida através da taxa libor e variação cambial com vencimento em 17/1/2010.

25. INDENIZAÇÃO TRABALHISTA - PLANO BRESSER

Em 21 de dezembro de 2004 a Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA e o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas do Estado do Pará, firmaram acordo referente à ação judicial que transitava na 4ª. Vara Trabalhista de Belém do Pará, movida pelo Sindicato que pleiteava 26,06% de reajuste sobre os salários congelados em junho/1987, denominado Plano Bresser, homologado em todos os termos da petição.

O valor homologado no acordo corresponde ao montante de R$ 370.000, sujeito a atualização pela variação acumulada do INPC/IBGE, pagáveis mensalmente até 25 de agosto de 2012, da seguinte forma:

No 2º. trimestre de 2009 o impacto no resultado da Companhia relativo à atualização monetária foi de R$ 3.102 (R$ 7.028 em 2008).

A Companhia procedeu o cálculo do AVP projetando as parcelas da dívida pela taxa INPC/IBGE e descontando pela taxa SELIC projetada segunda a expectativa apresentada no boletim FOCUS. Foi elegida a taxa SELIC projetada como taxa de desconto por se considerar que está reflete os juros compatíveis com a natureza, riscos da dívida, levando em conta as taxa de mercado praticados na data da transição da Lei 11.638/07. Tendo em vista a natureza e complexidade dos cálculos da indenização, a divulgação do fluxo de caixa e sua temporalidade foi omitida, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante.

26. SUBVENÇÃO ICMS – CCC

O saldo de R$ 53.504 (R$ 53.504 em março/2009) corresponde a crédito de ICMS oriundo da aquisição de combustíveis por conta da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC para as empresas com geração térmica que atuam no sistema isolado, impossibilitadas de compensar integralmente o referido crédito ICMS, com débitos apurados na venda de energia elétrica. O referido crédito deverá ser ressarcidos ao Fundo da CCC.

O artigo 86, da Lei nº. 10.833, de 29 de dezembro de 2003, que altera o art. 8º. da Lei nº. 8.631, de 4 de março de 1993, estabeleceu que o Fundo da CCC assumisse esse ônus, na sua integralidade, no ano de 2004 e parcialmente durante os anos de 2005 a 2008. O ofício circular nº. 073/2006-SFF/ANEEL definiu o critério de apuração do referido crédito a ser ressarcido ao Fundo da CCC.

A Resolução Normativa 303 de 26/02/2008 instituiu que as empresas que receberam o reembolso do ICMS pelo Fundo e creditaram-se desse valor quando da apuração do ICMS, restituam o montante referente ao período de 2004 (subsídio integral), 2005 e 2006 (subsídio parcial), no prazo de 36 meses a partir de maio/2008, devidamente atualizado pelo IGP-M a partir do mês de competência do referido crédito.

A Companhia obteve liminar, através do processo 2008.34.00.021476-4, sustando os efeitos da Resolução Normativa nº. 303. Com isso, seus assessores jurídicos entendem que a Companhia está desobrigada a atualizar, constituir provisão e, conseqüentemente, a ressarcir ao Fundo CCC.

27. OUTROS PASSIVOS

(a) Adiantamento de consumidor.

(b) Refere-se a honorários jurídicos da Ação Ordinária nº. 95.72436-2 Proc. 2002.39.0003250-2.

(c) Vide nota explicativa nº. 34.

(d) Refere-se ao parcelamento da ação ordinária de indenização de autos nº 1993.1.002606-0 junto à C.R. Almeida S.A . – Engenharia e Construções, a ser pago em 50 parcelas mensais e sucessivas, corrigidas pelo IGP-M acrescidas de juros de 6% ao ano.

28. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social

O capital social da Companhia em 31 de junho de 2009 é de R$ 518.932, e sua composição por classe de ações e principais acionistas é a seguinte:

Os acionistas terão direito de receber como dividendos obrigatórios em cada exercício, no mínimo, 25% do lucro líquido ajustado. A distribuição dos dividendos será efetuada, observando-se a preferência das ações preferenciais em relação às ordinárias, da seguinte forma:

a. Os titulares das ações preferenciais terão assegurado o recebimento dos dividendos mínimos previstos no artigo 8º. do estatuto, se a porcentagem de 25% dos lucros líquidos, prevista no "caput" desse artigo, não permitir melhor remuneração às ações preferenciais;

b. Não haverá prioridade para recebimento dos dividendos mínimos para as classes de ações preferenciais, de forma que, se o valor disponível para distribuição for insuficiente para pagamento integral dos dividendos mínimos das três classes de ações preferenciais, as ações das três classes participarão igualmente da distribuição, no limite do percentual assegurado a cada classe;

c. Após o pagamento dos dividendos mínimos das ações preferenciais, e a medida que o saldo dos lucros líquidos permitir, os acionistas que possuem ações ordinárias receberão os mesmos dividendos mínimos pagos às ações preferenciais, destinando-se o saldo dos dividendos, se houver, às ações ordinárias e preferenciais em igualdade de condições;

d. Os dividendos atribuídos às ações ordinárias não poderão ser superiores aos pagos a qualquer das classes das ações preferenciais. O estatuto estabelece distribuição de dividendo mínimo sobre o valor do capital representado pelas respectivas classes de ações nos seguintes percentuais:

Ações preferenciais classe "A" - 6%Ações preferenciais classe "B" - 10%Ações preferenciais classe "C" - 3%

(a) Vide nota explicativa nº. 29

29. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO

Em Assembléia Geral Ordinária realizada em 30 de abril de 2009, dentre outras deliberações, foi aprovado a distribuição de dividendos no valor de R$ 11.965, sendo R$ 0,163867617 por ação ordinária, R$ 0,487634621 por ação preferencial classe “A”, R$ 0,812724372 por ação preferencial classe “B” e R$ 0,243817318 por ação preferencial classe “C”, a serem pagos aos acionistas na forma e época determinadas pela Diretoria, até dezembro de 2009.Os dividendos foram provisionados em dezembro de 2008, na conta de Reserva especial para dividendos obrigatórios não distribuídos.

30. DESPESAS OPERACIONAIS

31. OUTROS RESULTADOS

32. REVISÃO TARIFÁRIA

A ANEEL através das Notas Técnicas nº. 234 e 049/2007-SRE/ANEEL, de 1 de agosto e 2 de agosto de 2007 respectivamente, e por meio da Resolução Homologatória nº. 527, de 6 de agosto de 2007, homologou o resultado provisório da Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA, fixando o reposicionamento tarifário médio em –9,65% (menos nove vírgula sessenta e cinco por cento), sendo –7,88% (menos sete vírgula oitenta e oito por cento) relativos ao reposicionamento tarifário e -1,77% (menos um vírgula setenta e sete por cento) relativos aos componentes financeiros

externos a revisão tarifária periódica. Esse reajuste tarifário entrou em vigor a partir de 7 de agosto de 2007 a 6 de agosto de 2008.

A Resolução Homologatória nº. 684, de 5 de agosto de 2008, através das Notas Técnicas nº. 234/2007-SRE/ANEEL, de 1 de agosto de 2007, e nº. 219/2008-SRE/ANEEL, de 22 de julho de 2008, resolve:

Em seu art. 2º. – As tarifas de fornecimento de energia elétrica da CELPA que vigorou no período de 7 de agosto de 2007 a 6 de agosto de 2008, ficam reposicionadas em –6,75% (menos seis vírgula setenta e cinco por cento), em caráter provisório.

A Resolução Homologatória nº. 685, de 5 de agosto de 2008, homologa o resultado provisório da CELPA, fixando um reposicionamento tarifário médio em 17,24% (dezessete vírgula vinte e quatro por cento), sendo 11,58% (onze vírgula cinqüenta e oito por cento) relativos ao reajuste tarifário anual e 5,67% (cinco vírgula sessenta e sete por cento) relativos aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de 18,51% (dezoito vírgula cinqüenta e um por cento) a ser percebido pelos consumidores. Esse Índice de Reajuste Tarifário anual e seus componentes financeiros devidos, vigorará no período de 7 de agosto de 2008 a 6 de agosto de 2009.

As Resoluções Homologatórias 684 e 685 de 5 de agosto de 2008 acima citadas, foram publicadas no Diário Oficial da União em 7 de agosto de 2008.

33. PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÃO

A Companhia patrocina em conjunto com seus empregados em atividade, ex-empregados e respectivos beneficiários, planos de benefícios de aposentadoria e pensão com o objetivo de complementar e suplementar os benefícios pagos pelo sistema oficial da Previdência Social, cuja administração é feita através da Redeprev - Fundação Rede de Previdência, entidade fechada de previdência complementar, multipatrocinada, constituída como fundação, sem fins lucrativos, com autonomia administrativa e financeira.

Os planos de benefícios instituídos pela Companhia junto a Redeprev são:

a. Plano de Benefícios CELPA BD-I

Está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos participantes ativos, participantes assistidos e patrocinadora. Este plano encontra-se em extinção para novas adesões desde 1/1/1998.

b. Plano de Benefícios CELPA BD-II

Instituído em 1/1/1998, e encontra-se em extinção desde 1/4/2000, quando foi bloqueada a adesão de novos participantes. O Plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos participantes ativos, assistidos e pela patrocinadora.

c. Plano de Benefícios CELPA-R

Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu Regulamento através da Portaria nº. 880, de 12/1/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de Previdência Complementar do MPS. O referido plano é resultante da dos extintos Planos de Benefícios CELPA – R, CEMAT – R e ELÉTRICAS – R, cujos Regulamentos foram condensados em um único Regulamento, sem solução de continuidade. Assegura os seguintes benefícios de risco: Suplementação da aposentadoria por invalidez; Suplementação do auxílio – doença; Suplementação da pensão por morte; e Pecúlio por morte.O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado exclusivamente e de forma solidária com as demais Patrocinadoras, CEMAT – Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. e as do Grupo Rede.

d. Plano de Benefícios CELPA - OP

Instituído em 1/4/2000 oferece o benefício de renda mensal vitalícia, após o prazo de diferimento. O Plano, durante o prazo de diferimento do benefício, está estruturado na forma de Contribuição Definida e o valor da renda mensal está vinculado ao montante financeiro das contribuições acumuladas a favor do participante. A renda mensal vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente uma vez a cada ano, sendo nesta fase considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes ativos (90%) e pelas patrocinadoras (10%).

Situação Financeira Dos Planos De Benefícios - Avaliação Atuarial - Data Base 31/12/2008 :

a. Número de participantes/beneficiários:

b. Plano de contribuição definida - Plano CELPA-OP:

Em 31 de dezembro de 2008, o saldo dos benefícios acumulado referente ao plano de contribuição definida é de R$ 64.187 (R$ 59.733 em 2007).

O saldo dos benefícios acumulados corresponde ao fundo formado pelas contribuições individuais de cada participante e contribuições da patrocinadora, acrescidas dos respectivos rendimentos. As contribuições são determinadas anualmente com base no plano de custeio do Plano CELPA OP.

c. Planos de benefício definido - Planos CELPA BD-I, CELPA - BD-II, CELPA - R

Deliberação CVM nº. 371/00:

Com base na avaliação atuarial elaborada por atuários independentes da Companhia, em 31 de dezembro de 2008, dos planos de benefícios definidos, seguindo os critérios requeridos pela Deliberação CVM nº. 371/00, o passivo atuarial da Companhia é conforme segue:

Premissas atuariais

As principais premissas atuariais em 31 de dezembro de 2008 utilizadas para determinação da obrigação atuarial são as seguintes:

Valores reconhecidos no balanço patrimonial

(*) Passivo previdencial referente compromisso Resolução nº.10 de 4/8/1989 deliberada pela companhia e ex-empregados e pensionistas, datado de 11/6/1996, cuja avaliação atuarial foi realizada tendo como base a situação cadastral existente em 31/12/2008.

Reconciliação contábil - Passivo

d. Contas a pagar à Redeprev - Confissão de dívida (*):

Em 7 de junho de 1996 foi assinado o Instrumento Particular de Confissão de Dívida, consolidando dívidas no montante de R$ 12.727 naquela data. O valor contratado está sendo amortizado em 180 parcelas mensais, atualizadas monetariamente pela variação anual do Índice Nacional de Preços ao Consumidor - INPC e acrescidas de juros de 0,5% ao mês, com vencimento final para 30 de junho de 2011. O saldo não amortizado em 30 de junho de 2009, no montante de R$ 6.079 (R$ 6.683 em 31 de março de 2009), está registrado no passivo circulante (R$ 3.130) e passivo não circulante (R$ 2.949).

e. Contribuições efetuadas no ano

Em 30 de junho de 2009 foi destinado aos 4 planos de benefícios o montante de contribuições no valor de R$ 446, (R$ 121 em 31 de março de 2009), registrados como despesas de pessoal.

f. Outras informações

A Companhia é responsável pela cobertura integral de qualquer déficit apurado nos planos de benefícios caracterizados como benefício definido.

34. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Atendendo à Instrução CVM nº. 475, de 17 de dezembro de 2008, a Companhia divulga a seguir informações relativas a seus instrumentos financeiros.

Gerenciamento de Risco

A Companhia possui procedimentos de controles preventivos e detectivos que monitoram sua exposição aos riscos de crédito, de mercado, escassez de energia, bem como riscos relacionados à Companhia e sua operações.

Gerenciamento dos riscos de crédito:

Risco da Companhia incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. A mitigação desse risco ocorre com a aplicação de procedimentos analíticos de monitoramento das contas a receber de consumidores, ações de cobrança e corte no fornecimento de energia. Outro fator que minimiza o risco de crédito é o perfil da carteira de crédito, que é pulverizada em um número expressivo de consumidores.

Gerenciamento de risco de mercado:

Estamos expostos a riscos de mercado decorrentes de nossas atividades. Esses riscos de mercado, que estão além de nosso controle, envolvem principalmente a possibilidade de que mudanças nas taxas de juros, taxas de câmbio e inflação possam vir a afetar negativamente o valor de nossos ativos financeiros, fluxos de caixa e rendimentos futuros. Risco de mercado é a eventual perda resultante de mudanças adversas das taxas e preços de mercado. A mitigação desse risco ocorre através da aplicação de procedimentos de avaliação da exposição dos ativos e passivos ao risco de mercado e, conseqüentemente, contratação de hedge junto a Instituições Financeiras de primeira linha.

Gerenciamento de riscos relacionados à Companhia e suas operações:

Nossas receitas operacionais podem ser positiva ou negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas. As tarifas que cobramos pela venda de energia aos consumidores são determinadas de acordo com os contratos de concessão celebrados com a ANEEL e estão sujeitas à discricionariedade regulatória da ANEEL. A mitigação desse risco ocorre pelo monitoramento e aplicação de todas as normas e procedimentos definidos pela ANEEL e um criterioso gerenciamento de custos operacionais.

Gerenciamento de riscos de escassez de energia:

O Sistema Elétrico Brasileiro é abastecido predominantemente pela geração hidrelétrica. Um período prolongado de escassez de chuva, durante a estação úmida, reduzirá o volume de água nos reservatórios dessas usinas, trazendo como conseqüência o aumento no custo na aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação dos valores de Encargos de Sistema em decorrência do despacho das usinas termelétricas. Numa situação extrema poderá ser adotado um programa de racionamento, que implicaria em redução de receita. No entanto, considerando os níveis atuais dos reservatórios e as últimas simulações efetuadas, o Operador Nacional de Sistema Elétrico – ONS não prevê para os próximos anos um novo programa de racionamento.

Política de Utilização de instrumentos derivativos

A Companhia se utiliza de instrumentos financeiros derivativos, registrados em contas patrimoniais e de resultado, com o propósito de atender às suas necessidades no

gerenciamento de riscos de mercado, decorrentes dos descasamentos entre moedas e indexadores.

As operações com instrumentos derivativos são realizadas, por intermédio das superintendências financeiras de acordo com a estratégia previamente aprovada pelos gestores da Companhia.

Instrumentos derivativos

Atualmente a contratação de instrumentos derivativos objetiva proteger a exposição das obrigações da Companhia ao risco de mercado, principalmente, riscos de variação cambial que possam resultar em perda financeira. Estes contratos são celebrados em mercado de balcão diretamente com instituições financeiras de primeira linhas. As operações com derivativos da Companhia não possuem verificadores nem chamada de margens, sendo liquidados integralmente no vencimento.

Obrigações expostas a variação cambial

Através da aplicação de procedimentos de avaliação da estrutura do endividamento e sua exposição à variação cambial, foram contratados instrumentos financeiros derivativos, contratos de Swap”, objetivando, principalmente, mitigar os riscos de eventuais perdas financeiras dos empréstimos Notes Units, BID e Capital de Giro.

Os diferenciais a receber e a pagar referentes aos instrumentos financeiros derivativos, ativos e passivos, são registrados em contas patrimoniais de “Outros Ativos (diferencial a receber) e Outros Passivos (diferencial a pagar)” e o resultado apurado na conta “Outras Receitas e Despesas Financeiras (resultado) e ou Imobilizado em Curso (quando da construção do imobilizado operacional – determinação da ANEEL em seu manual de contabilidade)”.

Composição dos saldos registrados em contas patrimoniais de outros ativos e passivos:

Resultado apurado no exercício, registrado na rubrica outras receitas e despesas financeiras:

O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos é registrado pelo regime de competência, que pode ser diferente da mensuração do valor justo. As diferenças apuradas na mensuração do valor justo desses instrumentos também estão sendo contabilizados no resultado do período.

Unit Notes

Em 30 de junho de 2009 a Companhia mantinha instrumentos de troca de resultados financeiros – “SWAP” com as referidas instituições financeiras, para fazer face as oscilações que possam ocorrer na moeda nacional com relação ao dólar Norte Americano no montante de US 50.000 (R$ 111.989) valor original, correspondente a captação de recursos através de “Unit Note”.

O resultado líquido reconhecido destas operações acumulam perdas, de fevereiro de 2006 a junho de 2009, no montante de R$ 53.720, sendo R$ 25.105 junto ao Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A., que optou pelo IGPM mais 4,20% a.a. e R$ 28.615 com o Unibanco – União de Bancos brasileiros S.A. que optou pelo IGPM mais 5,70% a.a. com vencimentos em 12/2/2010, 11/2/2011 e 13/2/2012 respectivamente.

BID

Em 25 de julho de 2006, a CELPA toma empréstimos junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID, sendo liberado US$ 100.000 como parte dos recursos dos empréstimos aprovados de um total de US$ 135.000. Do total liberado, US$ 40.000 são provenientes de recursos próprios do BID (denominados como “A Loan” ou parte A) e US$ 60.000 são provenientes de um sindicato de bancos (club deal) composto pelo Banco Société Généralé e Banco Itaú Europa. A parte A do financiamento terá o prazo total de nove anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais seis para amortização do principal. A parte B terá o prazo total de seis anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais três anos para amortização. As amortizações tanto do principal quanto dos encargos serão trimestrais. O custo da parte A é de Libor acrescida de spread de 4,25% a.a. e a parte B de Libor acrescida de spread de 3,875% a.a.. O principal da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial (Swap) a taxas que variam entre IGPM acrescido de spread de 4,23% a.a. a 5,50% a.a..

O resultado reconhecido líquido dessas operações acumulam perdas, de julho de 2006 a junho de 2009, no montante de R$ 107.954, sendo R$ 26.204 com o Banco Société Généralé que optou pela taxa de IGPM mais 4,77% a 4,79%, R$ 48.839 com o Banco Itaú que optou pela taxa de IGPM mais 4,23% a 5,39% e R$ 32.911 com o Unibanco que optou pela taxa de IGPM mais 4,60%.

Capital de Giro

A Companhia possui ainda instrumentos de troca de resultados financeiros- “SWAP” junto ao Banco Safra S/A, para fazer face às oscilações que possam ocorrer na moeda nacional em relação ao iene no montante de JPY 2.461.235 (R$ 40.000 valor original),o resultado líquido das operações em 30 de junho de 2009, acumulam ganhos no montante de R$ 2.518 junto ao banco, que optou por iene mais 5,20% a.a. contra CDI mais 2,0107% a 2,0425% a.a. da empresa, com prazo final em 25/2/2010.

Valor Justo dos Instrumentos Financeiros Derivativos

A Companhia possui apenas operações de Swap, não possuindo outros instrumentos derivativos. Para a apuração do valor justo foi estimado seu valor presente utilizando-se de uma metodologia comumente empregada pelos participantes do mercado. A metodologia utilizada para o cálculo do valor justo baseia-se na estimativa do valor presente dos pagamentos por meio da utilização de curvas de mercado divulgadas pela BM&F.

Exposição Cambial sem Contratação de Instrumentos Financeiros Derivativos

Tesouro Nacional

Corresponde a reestruturação da dívida externa da Companhia (ver nota explicativa nº. 19), atualizados de acordo com a variação das taxas Libor, Taxa Pré-fixada e variação do dólar, com amortização mensal e vencimento em abril de 2024.

Os administradores da Companhia não contrataram instrumentos financeiros derivativos por possuírem investimentos em Bônus de Descontos e Bônus ao Par (Bônus emitidos pela União) que estão expostos a variação do dólar, possuem vencimentos idênticos ao valor da dívida e serão utilizados para quitar a dívida. Os referidos estão contabilizados no ativo não circulante, na rubrica cauções e depósitos vinculados.

Teste de Sensibilidade

Em consonância com a Instrução CVM nº. 475/2008, é apresentado a seguir o quadro da análise de sensibilidade de todas as posições com derivativos abertas em 31 de dezembro de 2008, no caso da Companhia, somente contratos de Swap. Os Swap’s da companhia celebram uma troca de fluxos de caixa, onde ela se compromete a pagar a variação do IGP-M ou a taxa CDI, recebendo a variação do dólar ou iene.Como estas operações visam proteger dívidas vinculadas a moeda estrangeira, a ponta cambial não apresenta riscos significativos, pois eventuais alterações serão compensadas pela dívida subjacente. Logo, a variável que pode gerar prejuízos e que será sensibilizada é o IGP-M ou CDI, embora a liquidação quando ocorrer será pela diferença.

A Companhia definiu 3 cenários (provável, possível e remoto) a serem simulados.No provável é utilizada as condições consideradas como prováveis pela Administração, estas foram definidas com base nas taxas divulgadas pela BM&F para cada vencimento, e o cenário e o remoto, uma deterioração de 25% e 50% respectivamente nas variáveis.

35. EVENTOS SUBSEQUENTES

35.1. A ANEEL, através da Resolução Autorizativa nº. 1.999 de 7 de julho de 2009, publicada no DOU em 22/7/2009, autorizou o enquadramento da Companhia na sub-rogação dos benefícios do rateio da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, referente ao projeto de interligação da Ilha do Marajó no Sistema Interligado Nacional – SIN.

35.2. A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº. 857, de 4 de agosto de 2009, homologou o resultado definitivo da segunda revisão tarifária periódica da Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA, fixando o reajuste tarifário médio em 8,63% (oito vírgula sessenta e três por cento), sendo 2,83% (dois vírgula oitenta e três por cento) relativos ao reajuste tarifário anual econômico e 5,80% (cinco vírgula oitenta por cento) relativos aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de 3,75% (três virgula setenta e cinco por cento) a ser percebido pelos consumidores. Esse reajuste tarifário entrará em vigor a partir de 7 de agosto de 2009 a 6 de agosto de 2010.