cnpj nº 02.016.439/0001-38 - rgesul.com.br · relatÓriodaadministraÇÃo senhoresacionistas,...

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

Senhores Acionistas,

Atendendo às disposições legais e estatutárias, a Administração da Rio GrandeEnergia S.A. (RGE) submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administraçãoe as Demonstrações Financeiras da Companhia, com os pareceres dos AuditoresIndependentes e do Conselho Fiscal, referentes ao exercício social findo em 31 dedezembro de 2007. Todas as comparações realizadas neste Relatório levam emconsideração dados da Companhia em relação ao mesmo período de 2006,exceto quando especificado em contrário.

1. Considerações Iniciais

Em 2007, a RGE atendeu às demandas de seu mercado consumidor com nívelcrescente de eficiência, garantindo a prestação de serviços de qualidade a seus 1.160mil clientes. As vendas de energia alcançaram 6.886 GWh, com destaque para asclasses comercial e residencial, que registraram crescimento de 10,1% e 8,0%,respectivamente.A empresa manteve seu programa de investimentos, com a aplicação de R$ 221milhões, principalmente para atender ao crescimento do mercado no período, melhorara confiabilidade e a flexibilidade operacional do sistema elétrico e modernizar ossistemas de suporte e a infra-estrutura de serviços e atendimento aos clientes.Esses fatores, juntamente com a consolidação do modelo organizacional e da novalogística de operações, que tiveram sua implantação iniciada em 2006, e de um intensoprograma de desenvolvimento profissional, produziram resultados importantes nosindicadores de qualidade do fornecimento de energia aos clientes.No exercício, que marcou os dez anos de sua privatização, a RGE também avançourapidamente no alinhamento de suas diretrizes de governança e práticas de gestãocom aqueles adotados por sua controladora, a CPFL Energia, abrangendo:a adequação do Estatuto Social; a validação e testes de controles internos (Compliance- Sarbanes-Oxley); a implantação do sistema de Geração de Valor ao Acionista-GVA;a implantação e a disseminação do novo Código de Ética e de Conduta Empresarial;e a implantação do sistema de Gerenciamento Eletrônico de Documentos-GED,com revisão de 406 documentos.Em dezembro de 2007, a RGE deu um passo significativo para a efetiva incorporaçãodos critérios de excelência em seu modelo de gestão, por meio da certificação doSistema de Gestão Integrado-SGI, que visa a assegurar a eficiência operacional e aintroduzir uma visão avançada de gerenciamento de riscos associados aos processosde negócio da empresa. Com isso, a RGE foi a primeira empresa de energia do sul doPaís a obter a certificação integrada do processo de “Distribuição e Comercialização deEnergia Elétrica”, válida para todos os sites da empresa, contemplando as dimensõesda Gestão da Qualidade (ISO 9001), Ambiental (ISO 14001), Saúde e Segurança(OHSAS 18001) e Responsabilidade Social (SA 8000).No exercício, a RGE também iniciou as etapas que antecedem a transferência de suasede em Porto Alegre (fora da área de concessão da Companhia) para o município deCaxias do Sul, o maior de sua área de atuação, prevista para acontecer no início de2008, além de outras iniciativas de fortalecimento das demais unidadesorganizacionais, localizadas em sua área de atuação. Essas medidas têm o objetivo detornar as unidades descentralizadas mais ágeis e capacitadas para atender asdemandas apresentadas por seus clientes e permitir ainda, a ampliação da inserção daRGE nas comunidades que atende.

2. Comentário sobre a Conjuntura

Ambiente MacroeconômicoA economia brasileira mostrou maior dinamismo em 2007. A taxa de investimento nosetor produtivo apresentou saldo positivo e o Produto Interno Bruto (PIB) superou amédia de crescimento dos últimos anos. A demanda interna ganhou novo impulso,favorecida pela queda nos índices de desemprego, pelo aumento da renda dostrabalhadores e pela expansão do crédito, embora a taxa de juros ainda se mantenhaem patamares elevados. O Brasil demonstrou maior resistência às ameaças de crise naeconomia internacional, ocorridas nos último trimestre do ano, sinalizando umaperspectiva otimista para o cenário macroeconômico em 2008, com expansão daatividade econômica e novos investimentos do setor público.Ambiente RegulatórioO aspecto regulatório foi marcado pela consolidação que vem sendo implantada pelaAgência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), com destaque para a metodologia quevigorará no 2º ciclo de revisão tarifária das distribuidoras (Resolução Normativa Aneelnº 234 e Audiência Pública nº 052/2007 de aprimoramento dessa resolução).Adicionalmente, a regulamentação das condições gerais para a incorporação das redesparticulares (Resolução Aneel nº 229/06) permitirá a regularização dos ativos dosclientes envolvidos, além de propiciar um serviço com melhores padrões de qualidadee eficiência.Com a revogação da Portaria DNAEE nº 05/1990, que estabelecia a participaçãofinanceira do consumidor para novas ligações, substituída pela Resolução Aneelnº 223/03, em decorrência da Lei nº 10438/2002, foi definida uma nova sistemática, queimplicará na devolução das participações dos consumidores ligados a partirde novembro de 2003. A regra dessas devoluções foi estabelecida na Resoluçãonº 250/07, com prazo de um ano para a sua efetivação.Tarifas de Energia ElétricaEm abril de 2007, no Reajuste Tarifário Anual - IRT, as tarifas tiveram reajuste médio de6,05%. A RGE passará pelo 2º ciclo de revisão tarifária periódica em abril de 2008.

3. Movimentações Societárias

Incorporação da CPFL SerraEm Assembléia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 18 de setembro de 2007,no âmbito do processo de descruzamento societário da RGE, conforme previsto na Leinº 10.848/2004, e em face de estudos previamente levados a efeito do âmbito da CPFLSerra e da RGE, foi aprovada a implementação de uma reestruturação societária,compreendendo a incorporação da controladora CPFL Serra pela RGE, que a sucedeem todos os seus direitos e obrigações, nos termos das disposições aplicáveis da Leinº 6.404/1976.A incorporação teve por finalidade:• simplificar a atual estrutura societária das partes envolvidas na operação;• permitir a redução de custos administrativos, especialmente os relacionados àsobrigações legais e regulatórias, resultando em melhoria da composição de suaestrutura patrimonial, e• propiciar um melhor tratamento fiscal no âmbito das duas Companhias.Em decorrência da incorporação, o valor total incorporado ao acervo líquido da RGEfoi de R$ 1.364 milhões e seu capital social foi aumentado em R$ 467 milhões.Incorporação dos Acionistas MinoritáriosEm Assembléia Geral Extraordinária-AGE, realizada em 18 de dezembro de 2007,foi aprovada a reorganização societária, com a incorporação das ações detidas pelosacionistas minoritários da RGE pela CPFL Energia, tornando a RGE uma subsidiáriaintegral da CPFL Energia.Esse processo atendeu à regulamentação vigente e ocorreu em ambiente dos maiselevados padrões de transparência e atenção aos acionistas minoritários.

4. Desempenho Operacional

A RGE distribui energia em 262 municípios das regiões norte e nordeste do Rio Grandedo Sul, área que concentra grande parte da produção agroindustrial do Estado.ClientesA RGE encerrou o ano com 1.160 mil clientes, com acréscimo de 38 mil clientes sobreo exercício anterior (aumento de 3,4%). O segmento residencial respondeu por 75,5%do total de clientes.Venda de EnergiaEm 2007, foram vendidos 6.886 GWh aos consumidores cativos da RGE, o quesignificou crescimento de 3,5% em relação ao ano anterior. Foram destaques as vendaspara as classe comercial e residencial, que registraram crescimento de 10,1% e 8,0%,respectivamente. Esse desempenho evidencia a potencialidade do mercado em suaárea de atuação e a conjuntura econômica favorável ao longo de 2007.As vendas para a classe industrial tiveram redução de 1,6%, motivadas, principalmente,pela migração de clientes para o mercado livre de energia. Com isso, a energia faturadapor meio de Contratos de Uso do Sistema de Distribuição cresceu 83,7% e passou para784 GWh (427 GWh em 2006).O comportamento do mercado fez com que houvesse uma mudança na participaçãorelativa das diversas classes de consumo na composição das vendas da RGE:• Classe Residencial: passou de 22,4%, em 2006, para 23,4%, em 2007.• Classe Comercial: passou de 12,7%, em 2006, para 13,6%, em 2007.• Demais Classes: ampliaram sua participação de 21,5%, em 2006, para 21,7%,em 2007.• Classe Industrial: passou de 38,2%, em 2006, para 36,4%, em 2007.Embora o fluxo de clientes para o mercado livre tenha desacelerado em 2007,a migração ocorreu com maior intensidade entre os chamados “clientes especiais”, quetêm demanda contratada acima de 500 kW e estão qualificados para adquirir energiaelétrica de fontes alternativas de geração, como biomassa e PCHs. Em geral, essasfontes alternativas recebem incentivos, tais como o desconto no pagamento da TUSD,

que as tornam atrativas para essa faixa de clientes. Portanto, a migração de “clientesespeciais” para o mercado de fontes incentivadas não representa aumento de consumono mercado livre, uma vez que esses clientes não são considerados propriamentelivres, e proporcionam impacto financeiro nas distribuidoras, pelo desconto de TUSD,compensado nas revisões e reajustes tarifários da distribuidora.Para maiores detalhes referente à energia elétrica faturada (venda em R$, emGWh e por classe de consumo), veja a Nota Explicativa nº 24 das DemonstraçõesFinanceiras.Perdas ComerciaisEm 2007, a RGE manteve um programa intenso de combate às fraudes e airregularidades que geram perdas comerciais. Entre as ações desenvolvidasdestacam-se a criação de uma equipe técnica dedicada exclusivamente ao combate àsfraudes, a intensificação dos programas de capacitação de pessoal, a padronização deprocessos de trabalho, a incorporação de sistema de suporte e a realização de 121 milinspeções, que permitiram a recuperação de 113 GWh, correspondentes à receita deR$ 41,4 milhões.Qualidade dos Serviços PrestadosAtendimento ao ClienteA RGE disponibiliza canais ágeis e confiáveis de atendimento, para assegurarfacilidade de acesso e conforto aos seus clientes. Para isso, mantém uma estruturadiversificada composta de um moderno Call Center, de Agências de Atendimento e deuma Agência Virtual (Internet), entre outros, por meio dos quais, em 2007, foramrealizados 4,4 milhões de atendimentos.Em 2007, a RGE implantou uma estrutura específica para atendimento dos 4.500clientes do Grupo A, composta pelo Contact Center e por uma equipe de Executivos deNegócios capacitados para oferecer orientações, informações e soluções em gestão deenergia, adequadas às necessidades de cada cliente. Também foi implantada umaequipe de Executivos de Contas, para atender exclusivamente a classe Poder Público,na área de concessão da Companhia, com o objetivo de estreitar o relacionamento eaprimorar a qualidade dos serviços prestados para esses clientes.É importante ressaltar, ainda, o desempenho do indicador de qualidade do faturamentoda RGE, que atingiu 1,0 (número de contas refaturadas a cada 10 mil emitidas), um dosmelhores do País.Fornecimento de EnergiaOs investimentos realizados no sistema elétrico e a revisão de toda a logísticaoperacional, com a modernização dos sistemas e da infra-estrutura de suporte àoperação, proporcionaram a melhoria dos indicadores de qualidade no fornecimento deenergia. Com a nova estrutura operacional descentralizada, por meio das estaçõesavançadas, o atendimento foi agilizado e a empresa tornou-se, assim, mais presentenas comunidades que atende.Em 2007, a RGE realizou um programa por meio do qual foram substituídos 37.273postes de madeira, em final da vida útil, por outros de concreto, com prioridade paraaqueles dotados de equipamentos elétricos especiais (transformadores, chaves a óleo,religadores, bancos de capacitores), instalados em áreas urbanas. A Companhiatambém investiu na construção, ampliação e modernização de subestações.Outro importante projeto realizado compreendeu a instalação de 12 estações decaptura de informações meteorológicas na área de concessão da RGE.Essas estaçõesestão interligadas com o Centro de Operação do Sistema da Companhia, o quepossibilita maior previsibilidade das mudanças de natureza meteorológica e permiteminimizar os impactos de chuvas e vendavais sobre o sistema elétrico, com a adoçãode medidas preventivas.Os resultados dessas ações refletiram-se nos indicadores de qualidade dofornecimento de energia, regulados pela ANEEL. O FEC, que mede a freqüênciaequivalente de interrupção por cliente, no ano, ficou em 10,9 vezes e o DEC, que medea duração equivalente de interrupção por cliente, no ano, foi de 17,0 horas. Esse é omelhor desempenho na história da empresa.Universalização dos Serviços/Luz para TodosEm 2007, foram ligados 6.943 novos clientes. Para 2008, estão previstos investimentosque permitirão a ligação de aproximadamente 5 mil novos clientes, atingindo 100% dameta de universalização do mercado da distribuidora. Por meio desses programas, aRGE viabiliza a inclusão social de famílias nas comunidades mais remotas da área deconcessão.

5. Desempenho Econômico-Financeiro

Os comentários da administração sobre o desempenho econômico-financeiro e oresultado das operações devem ser lidos em conjunto com as DemonstraçõesFinanceiras e Notas Explicativas Auditadas.Receita OperacionalA RGE alcançou Receita Bruta de R$ 2.454 milhões, um aumento de 3,0%.Os principais fatores para esse crescimento foram os efeitos do reajuste tarifário anual(IRT) de 6,05%, o aumento das vendas de energia para as classes comercial eresidencial e o aumento de 32,0% na receita proveniente da Tarifa de Uso do Sistemade Distribuição (TUSD).Geração Operacional de Caixa (EBITDA)A Geração Operacional de Caixa, medida pelo EBITDA, foi de R$ 416 milhões, comincremento de 20,2%, devido, principalmente, ao aumento de 8,3% na Receita Líquida(R$ 123 milhões) e à redução de 2,5% no Custo/Despesa Operacional (R$ 4,5milhões). Esse resultado foi parcialmente compensado pelo aumento de 6% nos Custocom Energia Elétrica (R$ 58 milhões).O EBITDA é calculado a partir da soma de lucro, impostos, resultado financeiro,depreciação/amortização e equivalência patrimonial.Lucro Líquido do ExercícioA RGE teve Lucro Líquido de R$ 165 milhões, com crescimento de 36,1%, resultado,principalmente, do aumento de 20,2% (R$ 70 milhões) no EBITDA.EndividamentoO endividamento da Companhia (considerando dívida financeira e derivativos), no finalde 2007, atingiu R$ 830 milhões, com aumento de 17,7%.Mais informações sobre o endividamento encontram-se nas Notas Explicativasnºs 14 e 15.InadimplênciaO Índice de Inadimplência foi de 3,17% da Receita Bruta da empresa, com redução de17,7% em relação ao exercício anterior. A redução é conseqüência das negociações naClasse de Poder Público, da eficácia dos cortes de fornecimento (177 mil) e daefetividade das ações de cobrança.

6. Investimentos

Em 2007, os investimentos realizados pela RGE totalizaram R$ 221 milhões, o maiorvalor de sua história. Do total, R$ 120 milhões foram destinados à ampliação do sistemaelétrico para atender ao crescimento do mercado, e R$ 101 milhões foram aplicados emobras de melhoramento e manutenção do sistema elétrico, infra-estrutura operacional,sistemas de suporte à gestão e operação e nos serviços de atendimento ao cliente.Gerenciamento Integrado do Sistema de Distribuição (GISD)A RGE iniciou os trabalhos de modelagem e preparação para a implantação, em2008/2009, da plataforma GISD (Gerenciamento Integrado do Sistema de Distribuição).A ferramenta permitirá a racionalização dos trabalhos de campo nos ativos elétricos daempresa, gestão dos processos de engenharia e operação de rede, com reflexo naqualidade dos processos de planejamento da expansão do sistema e do atendimentoàs demandas dos clientes da distribuidora.

7. Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa

A RGE desenvolve um programa permanente de gerenciamento dos impactosde suas operações nas comunidades em que atua, por meio da constante gestão dosriscos econômicos, ambientais e sociais associados aos negócios que desenvolve.O objetivo é criar valor de forma equilibrada e sustentada para os diferentes públicoscom os quais a empresa se relaciona, por meio de ações e programas fundamentadosem princípios éticos sólidos, que assegurem integridade, transparência, confiança ecredibilidade nos relacionamentos da empresa com seus clientes, acionistas,colaboradores, fornecedores, organizações da sociedade civil e com as comunidadesde sua área de atuação.As ações da empresa, nessa área, são complementadas com programas e projetos quevisam a contribuir para o desenvolvimento sustentado das comunidades em queempresa atua.Gestão e Desenvolvimento da ÉticaEm 2007, a RGE deu início à disseminação do Código de Ética e Conduta Empresarialda CPFL Energia, implantou o Sistema de Gestão e Desenvolvimento da Ética erealizou o 1º Ciclo de Reflexão sobre a Ética, que contou com oito seminários e 472participantes, entre dirigentes, gerentes, colaboradores, fornecedores e prestadores deserviços. Para 2008, está prevista a formação da Rede de Inteligência Ética na RGE,formada por profissionais que irão apoiar a disseminação de práticas éticas esustentáveis nas diversas unidades organizacionais da empresa.Participação no Prêmio Nacional da Qualidade 2007A RGE participou pela primeira vez, em 2007, da rigorosa avaliação realizada pelaFundação Nacional da Qualidade-FNQ, no âmbito do Prêmio Nacional da Qualidade.Essa participação objetiva avaliar a aderência do modelo de gestão e processos aos

critérios de excelência propostos pela FNQ, reconhecida como uma das maisimportantes organizações do mundo nessa área. Em sua primeira iniciativa, a empresaobteve resultado expressivo, que consistiu na habilitação para participar da segundaetapa de avaliação, que incluiu a visita de auditores da FNQ.Gestão da Satisfação dos ClientesA RGE monitora permanentemente os índices de satisfação dos clientes com aqualidade dos serviços prestados. As necessidades dos consumidores sãoidentificadas por meio de pesquisas, participação em comitês e em comissões locais eos insumos coletados orientam o planejamento estratégico da empresa.Como resultado dessas iniciativas, a satisfação dos clientes, medida pela Pesquisa deSatisfação do Consumidor Residencial realizada pela Agência Nacional de EnergiaElétrica - IASC/ANEEL registrou índice de 66,74%, superior à média nacional, de60,49%. Na pesquisa anual realizada pela Associação Brasileira de Distribuidores deEnergia Elétrica-Abradee, o resultado alcançado pela RGE foi ainda melhor: índice de81,7%, medido pelo ISQP-Índice de Satisfação da Qualidade Percebida, o queposiciona a Companhia como uma das melhores do País nesse segmento, que reúneas grandes distribuidoras.Programa de Eficiência EnergéticaEm 2007, por meio do Programa Anual de Eficiência Energética, a RGE distribuiu430.356 Lâmpadas Fluorescentes Compactas (LFC), beneficiando 143.452 clientes e38 hospitais, o que totalizou investimento de R$ 8,2 milhões. Os hospitais beneficiadosregistraram redução na demanda de 349.183 W, resultando em menos desperdício eem contas mensais menores.Gestão de Recursos HumanosA RGE encerrou o exercício com 1.490 colaboradores, contra 1.399, em 2006.O índice de rotatividade no exercício foi de 1,29%. O Programa de Oportunidades,que prioriza o aproveitamento de profissionais da empresa em vagas existentes noquadro de pessoal, por meio de recrutamentos internos, proporcionou o preenchimentode 151 vagas.A RGE também avançou na implantação de um programa avançado de gestão derecursos humanos, com foco na definição, disseminação e desenvolvimento dascompetências organizacionais, definidas no planejamento empresarial e essenciaispara que a empresa possa atingir os objetivos e metas estabelecidos.Em 2007, as ações de desenvolvimento e capacitação de pessoal alcançaram, emmédia, 75,6 horas de treinamento por colaborador.Principais Programas de Gestão e Desenvolvimento de Recursos HumanosDesenvolvidos em 2007:• Valor Pessoal - programa de gestão de desempenhos que abrange todos oscolaboradores da empresa, alinhado com os objetivos e metas empresariais definidosno planejamento estratégico.• CPFL Management - programa de desenvolvimento gerencial com foco nodesenvolvimento das competências-chaves, definidas a partir dos objetivosempresariais e estratégias de negócios.• Corrente Contínua - programa de desenvolvimento, através da Internet, voltado paraa disseminação de competências básicas dos profissionais da empresa.• Programa Qualidade de Vida noTrabalho - em 2007, a RGE ampliou seu programade Qualidade de Vida e aprimorou os programas existentes. A Campanha VidaSaudável trabalhou a conscientização dos fundamentos da qualidade de vida nosaspectos físico, ambiental, emocional, financeiro e social. O Ligue-se na Vida manteveo trabalho de prevenção ao uso de álcool e drogas na RGE, bem como o atendimentopsicossocial aos colaboradores e familiares. No Programa de Avaliação Nutricionalforam efetuados 697 atendimentos e no Programa de Ergonomia realizou-se a análisemacro-ergonômico de todas as funções existentes na empresa.Apoio às Comunidades Atendidas• Rede Parceria Social - Promovida pela Secretaria da Justiça e do Desenvolvimentodo Rio Grande do Sul, a Rede Parceria Social reuniu as principais empresas do RioGrande do Sul no apoio a projetos de assistência social. A RGE é responsável por umacarteira de 22 entidades, que têm foco na adoção e apadrinhamento de crianças eadolescentes em situação de risco social. O projeto é realizado com a utilização deincentivos previstos pela Lei da Solidariedade do Rio Grande do Sul.• Apoio aos Conselhos Municipais dos Direitos das Crianças e Adolescentes -Em 2007, a RGE realizou a doação de R$ 304 mil para treze entidades que atendemcrianças e adolescentes em sua área de concessão. A doação foi feita com base noArtigo nº 260 do Estatuto da Criança e do Adolescente (ECA).• RGE e Você, Amigos das Crianças - A arrecadação das doações dos clientesatravés das contas de energia elétrica para os programas do Unicef tiveramcontinuidade em 2007 e contribuíram para a manutenção de programas comoUniversalização dos Direitos da Infância, Formação de Radialistas sobre o TemaInfância e Adolescência, Primeira Infância Melhor e Kit Família Brasileira Fortalecida.• Projeto Cidadão RGE-Jornal O Pioneiro - Em parceria com o Jornal Pioneiro, deCaxias do Sul, a RGE promoveu um programa de estímulo à cidadania e ao trabalhovoluntário, por meio da divulgação de 12 matérias jornalísticas, compreendendo açõesvoluntárias de responsabilidade social, desenvolvidas por indivíduos e organizaçõesque atuam na comunidade. No final do projeto, as duas melhores iniciativas, avaliadassegundo critérios de responsabilidade social, foram reconhecidas com a outorga doPrêmio Cidadão RGE-Jornal O Pioneiro.• Conta em Braile - Os clientes da RGE portadores de deficiência visual podem optarpor receber um extrato de sua conta de energia elétrica na linguagem braile. O serviço,pioneiro no setor elétrico do Rio Grande do Sul, é gratuito.• RodaCine RGE - Em 2007, o projeto, que leva gratuitamente cinema para cidades quenão contam com salas de exibição, visitou 110 cidades e realizou 134 sessões para umpúblico aproximado de 52 mil pessoas.• Promoção da Cultura e das Tradições Gaúchas - A RGE apoiou a realizaçãode 30 projetos culturais em diversos municípios de sua área de concessão. Esseseventos têm a função de promover as cidades, movimentar a economia local e estimularo desenvolvimento da cultura e do turismo. Alguns dos destaques incluem eventoscomo a Jornada de Literatura de Passo Fundo, o Festival de Cinema de Gramado, aFenamilho de Santo Ângelo, o Natal Luz de Gramado, o Sonho de Natal de Canela, aSemana Farroupilha de Nonoai, a Coxilha Nativista de Cruz Alta, o Turismate deIlópolis, o Encanto de Natal de Ana Rech, em Caxias do Sul, e o Histórias de Luz, deBento Gonçalves.Gestão AmbientalEm 2007, a RGE priorizou a certificação dos processos de trabalhos relacionados coma Gestão Ambiental, segundo a norma internacional ISO 14001. Foram investidosR$ 2,2 milhões em projetos de preservação ambiental nas comunidades em sua áreade atuação, com destaque para a realização da 5ª Etapa da Campanha Árvores Nobres(15 mil mudas) e da 6º Etapa da Campanha de Repovoamento da Araucáriaangustifólia (5 mil mudas e 1.000 kg de sementes da árvore). Informações adicionaissobre as ações de preservação do meio ambiente desenvolvidas pela RGE podem serencontradas no site:www.rge-rs.com.br.Reconhecimento e PremiaçõesComo resultado dos critérios de excelência adotados em seu modelo de gestão,a Rio Grande Energia conquistou expressivos reconhecimento e premiações em 2007,com destaque para:• Prêmio de “Melhor Empresa Nacional em Desempenho Comercial” e “MelhorEmpresa em Evolução da Região Sul”, concedido pela Revista Eletricidade Moderna;• Prêmio Top Consumidor, concedido pela Revista Consumidor Teste;• Prêmio Expressão de Ecologia, na categoria Gestão Ambiental, com o “Projeto deArborização Urbana”, concedido pela Revista Expressão;• Medalha de Bronze no Prêmio Elóy Chaves, pelo desempenho nos índices desegurança dos trabalhadores da empresa, de empresas contratadas e da populaçãoatendida;• Guia das 150 Melhores Empresas para se Trabalhar - integrando o grupo CPFLEnergia.

8. Auditores Independentes

A KPMG Auditores Independentes foi contratada em 2007 pela Rio Grande Energia -RGE para a prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames dasdemonstrações financeiras da Sociedade a partir do segundo trimestre de 2007, ematendimento ao rodízio de auditores previsto no artigo 31 da Instrução CVM 308/1999.Em atendimento à Instrução CVM nº 381/03, informamos que essa empresa deauditoria não prestou, em 2007, serviços não-relacionados à auditoria externa cujoshonorários fossem superiores a 5% do total de honorários recebidos por esse serviço.

9. Agradecimentos

A Administração da Rio Grande Energia agradece aos seus clientes, fornecedores e àscomunidades de sua área de atuação, pela confiança depositada na Companhia no anode 2007. Agradece, ainda, de forma especial, aos seus colaboradores pelacompetência, empenho e dedicação para o cumprimento dos objetivos e metasestabelecidos.

A AdministraçãoPara mais informações sobre o desempenho desta e de outras empresas dogrupo CPFL, acesse os endereços www.rge-rs.com.br e www.cpfl.com.br/ri.

CNPJ nº 02.016.439/0001-38

Rio Grande Energia S.A.

CNPJ nº 02.016.439/0001-38


1 -BasedeCálculo 2007Valor (Mil reais) 2006Valor (Mil reais)Receita líquida (RL) 1.601.825 1.478.926Resultado operacional (RO) 191.599 195.652Folha de pagamento bruta (FPB) 57.158 59.3002 - IndicadoresSociais Internos Valor (mil) %sobreFPB %sobreRL Valor (mil) %sobreFPB %sobreRLAlimentação 5.484 9,59% 0,34% 5.515 9,30% 0,37%Encargos sociais compulsórios 14.853 25,99% 0,93% 15.544 26,21% 1,05%Previdência privada 2.853 4,99% 0,18% 5.083 8,57% 0,34%Saúde 2.314 4,05% 0,14% 1.950 3,29% 0,13%Segurança e saúde no trabalho 2.064 3,61% 0,13% 1.443 2,43% 0,10%Educação 732 1,28% 0,05% 233 0,39% 0,02%Cultura 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 1.221 2,14% 0,08% 1.124 1,90% 0,08%Creches ou auxílio-creche 180 0,32% 0,01% 168 0,28% 0,01%Participação nos lucros ou resultados 4.834 8,46% 0,30% 5.188 8,75% 0,35%Outros 2.416 4,23% 0,15% 1.307 2,20% 0,09%Total - Indicadores sociais internos 36.951 64,65% 2,31% 37.555 63,33% 2,54%3 - IndicadoresSociaisExternos Valor (mil) %sobreRO %sobreRL Valor (mil) %sobreRO %sobreRLEducação 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Cultura 2.034 1,06% 0,13% 2.085 1,07% 0,14%Saúdee saneamento 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Esporte 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Combate à fomee segurança alimentar 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Outros 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Total das contribuiçõespara a sociedade 2.034 1,06% 0,13% 2.085 1,07% 0,14%Tributos (excluídos encargos sociais) 254.251 132,70% 15,87% 241.853 123,61% 16,35%Total - Indicadores sociais externos 256.285 133,76% 16,00% 243.938 124,68% 16,49%4 - IndicadoresAmbientais Valor (mil) %sobreRO %sobreRL Valor (mil) %sobreRO %sobreRLInvestimentos relacionados comaprodução/ operação da empresa 2.002 1,05% 0,13% 1.202 0,61% 0,08%Investimentos emprogramas e/ou projetos externos 208 0,11% 0,01% 150 0,08% 0,01%Total dos investimentos emmeio ambiente 2.210 1,15% 0,14% 1.352 0,69% 0,09%Quanto ao estabelecimento de “metas anuais”para (X) não possuimetas ( ) cumpre de 51 a 75% (X) não possuimetas ( ) cumpre de 51 a 75%minimizar resíduos, o consumoemgeral na produção/ ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100% ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 76 a 100%operação e aumentar a eficácia na utilização de recursosnaturais, a empresa5 - IndicadoresdoCorpoFuncional 2007 2006Nº de empregados(as) ao final do período 1.490 1.399Nº de admissões durante o período 319 114Nº de empregados(as) terceirizados(as) NA NANº de estagiários(as) 49 25Nº de empregados(as) acimade45 anos 136 131Nº demulheres que trabalhamnaempresa 312 301%de cargos de chefia ocupados pormulheres 10,04% 16,00%Nº de negros(as) que trabalhamnaempresa 69 21%de cargos de chefia ocupados por negros(as) 0,34% 0,00%Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais 65 636 - InformaçõesRelevantesquanto aoExercício daCidadaniaEmpresarial 2007 Meta 2008Relação entre amaior e amenor remuneração na empresa 73,78 70,81Número total de acidentes de trabalho 11 10Osprojetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foramdefinidos por: ( ) direção ( x ) direção e gerências ( ) todos(as) empregados(as) ( ) direção (x ) direção e gerências ( ) todos(as) empregados(as)Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foramdefinidos por: ( x ) direção e gerências ( ) todos(as) empregados(as) ( x ) todos(as) +Cipa ( ) direção e gerências ( ) todos(as) empregados(as) (x ) todos(as) +Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e àrepresentação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa: ( ) não se envolve ( x ) segue as normas daOIT ( ) incentiva e segue aOIT ( ) não se envolverá ( ) seguirá as normas daOIT (x ) incentiva e segue aOIT

Aprevidência privada contempla: ( ) direção ( ) direção e gerências ( x ) todos(as) empregados(as) ( ) direção ( ) direção e gerências (x ) todos(as) empregados(as)A participação dos lucros ou resultados contempla: ( ) direção ( ) direção e gerências ( x ) todos(as) empregados(as) ( ) direção ( ) direção e gerências ( x) todos(as) empregados(as)Na seleção dos fornecedores, osmesmospadrões éticos e deresponsabilidade social e ambiental adotados pela empresa: ( ) não são considerados ( x ) são sugeridos ( x ) são exigidos ( ) não são considerados ( ) são sugeridos (x) são exigidos

Quanto à participação de empregados(as) emprogramas de trabalho voluntário,a empresa: ( ) não se envolve ( x ) apóia ( ) organiza e incentiva ( ) não se envolve ( ) apóia (x ) organiza e incentiva

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): na empresa 58.378 noProcon 714 na Justiça 731 na empresa 57.210 noProcon 693 na Justiça 694%de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: na empresa 100,00% noProcon 100% na Justiça 62,22% naempresa 100% noProcon 100% na Justiça 65%Valor adicionado total a distribuir (emmil R$): Em2007:164.683 Em2008:121.012Distribuição doValor Adicionado (DVA): 72,93%governo 4,15%colaboradores(as) 76,21%governo 4,12%colaboradores(as)

8,48% terceiros 14,43%acionistas 9,39% terceiros 10,28%acionistas7 -Outras Informações

BALANÇO SOCIAL ANUAL / 2007

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO (Em milhares de reais)

Ativo 2007 2006

Circulante

Disponibilidades (nota 5) 47.270 85.005

Consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 6) 384.760 395.176

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (nota 6) (35.481) (33.023)

Títulos e valores mobiliários 481 –

Tributos a compensar (nota 7) 28.290 11.453

Imposto de renda e contribuição social diferidos (nota 8) 48.824 35.007

Estoques 6.295 9.707

Diferimento de custos tarifários (nota 9) 23.745 41.042

Despesas pagas antecipadamente 3.085 3.892

Outros créditos (nota 10) 50.628 23.685

557.897 571.944

Não Circulante

Realizável a longo prazo

Aplicações financeiras (nota 5) 20.771 12.407

Consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 6) 52.699 35.597

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (nota 6) (3.817) (5.775)

Tributos a compensar (nota 7) 16.566 19.776


Depósitos judiciais (nota 22) 72.155 48.343

Diferimento de custos tarifários (nota 9) 4.486 7.200

Despesas pagas antecipadamente 1.380 1.829

Outros créditos (nota 10) 182 1.383

434.428 148.918

Permanente

Imobilizado (nota 11) 1.677.526 1.707.198

Diferido (nota 12) 30.221 19.073

1.707.747 1.726.271

Total do ativo 2.700.072 2.447.133

Passivo 2007 2006

Circulante

Fornecedores (nota 13) 176.010 144.936

Folha de pagamento 1.577 1.130

Debêntures (nota 14) 10.132 32.336

Empréstimos e financiamentos (nota 15) 254.527 84.693

Taxas regulamentares (nota 16) 10.789 16.893

Tributos e contribuições sociais (nota 17) 42.394 55.219


Dividendos (nota 18) 94.501 130.001

Contas a pagar de aposentadorias incentivadas (nota 19) 738 5.133

Diferimento de ganhos tarifários (nota 9) 10.141 2.821

Obrigações estimadas (nota 20) 7.943 6.516

Outras contas a pagar (nota 21) 38.757 41.143

662.423 539.712

Não Circulante

Exigível a longo prazo

Debêntures (nota 14) 330.000 207.000

Empréstimos e financiamentos (nota 15) 234.853 380.836


Contas a pagar de aposentadorias incentivadas (nota 19) 8.526 11.797

Diferimento de ganhos tarifários (nota 9) 1.871 999

Provisão para contingências (nota 22) 56.232 55.243

Obrigações estimadas (nota 20) 861 906

Outras contas a pagar (nota 21) 25.776 13.136

718.322 773.459

Patrimônio líquido (nota 23)

Capital social 830.924 830.457

Reserva de capital 333.999 69.673

Reserva de reavaliação 141.133 221.042

Reserva de lucro 13.271 13.271

Ações em tesouraria – (481)

1.319.327 1.133.962

Total do passivo e patrimônio líquido 2.700.072 2.447.133

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

2007 2006ORIGENS DE RECURSOSDas operações sociaisLucro líquido do exercício 164.683 121.012Despesas (receitas) que não afetam o capital circulante líquidoDepreciação e amortização 84.995 70.966Amortização de ágio 18.501 15.023Provisão para contingências 2.199 14.802Juros, variações monetárias e cambiais de longo prazo 18.061 17.642Perdas na baixa de imobilizado 36.204 13.731Perdas na baixa de diferido – 4Imposto de renda e contribuição social diferidos 14.348 1.030

338.991 254.210Dos acionistasAumento de capital pela incorporação 467 –Conversão de ações de tesouraria 481 –

948 –De terceirosEmpréstimos, financiamentos e debêntures 165.869 213.196Contribuição e doação do consumidor 13.876 15.723Conta de compensação de variação dos custos da parcela “A” 32.641 2.727Outras adições do exigível a longo prazo 12.693 51.378Realizável a longo prazo transferido para o circulante 26.985 30.050

252.064 313.074Total das origens 592.003 567.284APLICAÇÕES DE RECURSOSNo realizável a longo prazo 70.649 46.693No exigível a longo prazo 37.381 7.937No imobilizado 220.572 174.117No diferido 14.439 3.787Exigível a longo prazo transferido para o circulante 205.877 118.884Dividendos propostos (nota 18) 179.843 129.211

Total das aplicações 728.761 480.629Aumento (redução) do capital circulante líquido (136.758) 86.655VARIAÇÕES NO CAPITAL CIRCULANTE LÍQUIDOAtivo circulante:No início do exercício 571.944 516.531No fim do exercício 557.897 571.944

(14.047) 55.413Passivo circulante:No início do exercício 539.712 570.954No fim do exercício 662.423 539.712

122.711 (31.242)Aumento (redução) do capital circulante líquido (136.758) 86.655

DEMONSTRAÇÕES DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

(Em milhares de reais)

Reservas de capital Reserva de lucroCapital Ágio na Remuneração dos bens e Subvenção para Reserva de Reserva Lucros Ações emsocial subscrição de ações direitos do capital próprio investimentos reavaliação legal acumulados tesouraria Total

Em 31 de dezembro de 2005 830.457 62.536 6.916 221 235.291 7.221 – (481) 1.142.161Lucro líquido do exercício – – – – – – 121.012 – 121.012Realização da reserva de reavaliação – – – – (14.249) – 14.249 – –Destinação do lucro do exercício: (nota 18)Reserva legal – – – – – 6.050 (6.050) – –Dividendos propostos:Ações preferenciais (por grupo de mil ações - R$ 172,95) – – – – – – (26.059) – (26.059)Ações ordinárias (por grupo de mil ações - R$ 157,23) – – – – – – (103.152) – (103.152)

Em 31 de dezembro de 2006 830.457 62.536 6.916 221 221.042 13.271 – (481) 1.133.962Lucro líquido do exercício – – – – – – 164.683 – 164.683Aumento de Capital (Incorporação CPFL Serra) 467 264.326 – – – – – – 264.793Conversão em ações CPFL Energia – – – – – – – 481 481Reserva de reavaliação:Realização da reserva de reavaliação – – – – (15.159) – 15.159 – –Reserva de Reavaliação 2007 – – – – (51.872) – – – (51.872)Reversão de Intangíveis - Ofício CVM 276/2007 – – – – (12.878) – – – (12.878)Dividendos propostos:Juros sobre capital próprio – – – – – – (58.199) – (58.199)Dividendos intermediários – – – – – – (77.321) – (77.321)Destinação de dividendos – – – – – – (44.322) – (44.322)

Em 31 de dezembro de 2007 830.924 326.862 6.916 221 141.133 13.271 – – 1.319.327As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (Em milhares de reais)

2007 2006Receita operacional (nota 24)Fornecimento de energia elétrica 2.308.801 2.260.043Suprimento de energia elétrica 42.980 35.341Receita pela disponibilidade da rede elétrica 71.017 53.884Outras receitas operacionais 31.429 32.775

2.454.227 2.382.043Deduções da receita operacionalICMS (465.375) (500.262)PIS (43.745) (40.717)COFINS (195.909) (188.788)Reserva global de reversão (14.595) (12.348)Encargos tarifários emergenciais (33) (257)Programa de eficiência energetica (7.020) (2.528)Conta de desenvolvimento energético (60.623) (58.261)Conta consumo de combustivel (56.120) (87.914)Pesquisa e desenvolvimento (8.982) (12.042)

(852.402) (903.117)Receita operacional líquida 1.601.825 1.478.926Custo do serviço de energia elétricaCusto com energia elétrica (nota 25)Energia elétrica comprada para revenda (841.754) (780.610)Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição (167.616) (171.260)

(1.009.370) (951.870)Custo de operaçãoPessoal (19.263) (20.304)Material (6.613) (6.385)Serviços de terceiros (22.238) (22.068)Depreciação e amortização (68.335) (53.299)Outros custos de operação (6.533) (5.667)

(122.982) (107.723)Custo de serviço prestado a terceiroPessoal (95) (76)Material – (113)Depreciação e amortização (639) (544)Custos com manutenção (878) (560)

(1.612) (1.293)Lucro operacional bruto 467.861 418.040Despesas operacionais (nota 26)Despesas com vendas (63.867) (67.017)Despesas gerais e administrativas (72.530) (75.416)Amortização de ágio (18.501) (15.023)

(154.898) (157.456)Resultado do serviço 312.963 260.584Resultado financeiro (nota 27)Receitas 40.727 52.534Despesas (162.091) (117.466)

(121.364) (64.932)Resultado operacional 191.599 195.652Resultado não operacional (nota 28)Receitas 233 2.739Despesas (29.830) (16.354)

(29.597) (13.615)Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 162.002 182.037Imposto de renda (nota 8) (41.376) (44.672)Contribuição social (nota 8) (14.142) (16.353)Reversão de juros s/capital próprio 58.199 –

Lucro líquido do exercício 164.683 121.012Lucro líquido por grupo de mil ações - R$ 204,03 149,92

DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOSEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

(Em milhares de reais, exceto lucro líquido por grupo de mil ações)

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007 E DE 2006(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

CNPJ nº 02.016.439/0001-38


1. CONTEXTO OPERACIONALA Rio Grande Energia S.A., sociedade por ações de capital aberto, é umaconcessionária do serviço público de energia elétrica, autorizada a operar nas RegiõesNorte e Nordeste do Estado do Rio Grande do Sul, tendo sido constituída em 28 dejulho de 1997, sob a denominação de Companhia Norte-Nordeste de Distribuição deEnergia Elétrica - CNNDEE, privatizada em 21 de outubro de 1997 e sua razão socialalterada para Rio Grande Energia S.A. naquele ano.O objetivo social da Companhia é realizar estudos, projetos, construções e operaçõesde usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica edesenvolver atividades associadas à prestação de serviços de energia elétrica.Atualmente, as operações da Companhia se concentram na exploração da concessãode distribuição de energia elétrica.2. DA CONCESSÃOEm 6 de novembro de 1997, a Companhia e a Agência Nacional de Energia Elétrica -ANEEL, assinaram o Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica n°13/1997, o qual regulamenta a exploração dos serviços públicos de distribuição deenergia elétrica, com tecnologia adequada e métodos que garantam a prestação doserviço, na sua área de concessão. O prazo de duração da concessão é de 30 anos, apartir da data da assinatura do contrato, podendo ser prorrogado por igual período,conforme Contrato de Concessão.3. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASAs demonstrações financeiras e as notas explicativas estão apresentadas em milharesde reais, exceto quando indicado de outra forma, e foram elaboradas de acordo com aspráticas contábeis adotadas no Brasil, normas específicas da Comissão de ValoresMobiliários - CVM e, normas aplicáveis às concessionárias do serviço público deenergia elétrica estabelecidas pelo Poder Concedente, representado, atualmente, pelaAgência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, consoante as principais práticascontábeis descritas na nota 4.Em decorrência de exigências regulatórias, conforme Despacho n° 3.073 de 28 dedezembro de 2006 da ANEEL, com vigência a partir de 1° de janeiro de 2007, foramefetuadas algumas reclassificações na demonstração do resultado de 31 de dezembrode 2006 para preservar o atributo da comparabilidade com o apresentado nademonstração do resultado de 31 de dezembro de 2007.A reapresentação impactou a demonstração do resultado nos itens de Programa deEficiência Energética (PEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), anteriormenteclassificados como Despesas Operacionais (Gerais e Administrativas), que passarama ser classificadas como Deduções da Receita Bruta. As Contas de DesenvolvimentoEnergético (CDE) e Consumo de Combustível (CCC), anteriormente classificadas

como Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos, passaram também a ser classificadascomo Deduções da Receita Bruta, conforme quadro abaixo:

Conforme ReclassificaçãoDemonstração do Resultado previamente Conforme Conformeem 31 de dezembro de 2006 apresentado Despacho 3.073 reapresentadoReceita bruta de vendase/ou serviços 2.382.043 2.382.043Deduções da receita bruta (742.372) (160.745) (903.117)ICMS (500.262) – (500.262)PIS (40.717) – (40.717)COFINS (188.788) – (188.788)Reserva global de reversão (12.348) – (12.348)Encargos tarifários emergenciais (257) – (257)Programa de eficiência energética – (2.528) (2.528)Conta de desenvolvimento energético – (58.261) (58.261)Conta consumo de combustível – (87.914) (87.914)Pesquisa e desenvolvimento – (12.042) (12.042)Receita líquida de vendase/ou serviços 1.639.671 (160.745) 1.478.926Custo de bens e/ou serviçosvendidos (1.196.373) 135.487 (1.060.886)Resultado bruto 443.298 (25.258) 418.040Despesas/receitas operacionais (261.261) 25.258 (236.003)Com vendas (67.017) – (67.017)Gerais e administrativas (105.010) 14.571 (90.439)Financeiras (75.619) 10.687 (64.932)Outras receitas não operacionais 2.739 – 2.739Outras despesas não operacionais (16.354) – (16.354)Resultado operacional 182.037 – 182.037Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendoapresentadas como informações suplementares, as Demonstrações do Fluxo deCaixa e do Valor Adicionado para os exercícios de 2007 e 2006.As Demonstrações dos Fluxos de Caixa foram elaboradas de acordo com os critériosestabelecidos pelo FAS 95 - Statement of Cash Flows, no que se refere ao formato deapresentação, em conexão ao da empresa holding do Grupo, CPFL Energia nocontexto do registro das suas demonstrações financeiras na Securities and ExchangeCommission (“SEC”).

Alterações da Lei 6.404/76 - Lei 11.638/07Em 28 de dezembro de 2007 foi promulgada a Lei 11.638/07, que altera, revoga eintroduz novos dispositivos à Lei das Sociedades por Ações (Lei 6.404/76), relativo adivulgação e preparação das Demonstrações Financeiras. Estas modificaçõesentraram em vigor a partir de 1 de Janeiro de 2008 e podem ser substancialmenteresumidas como segue:Ativos e passivos financeiros pré-fixados devem ser ajustados a valor presente quandoos efeitos forem relevantes;Determinados instrumentos financeiros e derivativos deverão ser contabilizados avalores justos;Contabilização de ativos e passivos ao respectivo valor de mercado em operações deIncorporação, Fusão ou Cisão entre partes não relacionadas.Substituição da DOAR pela Demonstração do Fluxo de Caixa e obrigatoriedade dadivulgação da Demonstração do Valor Adicionado;Inclusão de novos subgrupos de contas como Intangíveis no ativo e a Conta de Ajustede Avaliação Patrimonial no Patrimônio Líquido;Eliminação da possibilidade de registro de reservas de reavaliação para as sociedadespor ações. A nova Lei deu opção às companhias para manterem os saldos existentese realizarem esses saldos dentro das regras atuais ou estornarem esses saldos até ofinal do exercício de 2008.Adicionalmente, a Lei requer que as normas expedidas pela CVM sejam elaboradasem consonância com os padrões internacionais de contabilidade, tendo como base asnormas emitidas pelo IASB.A Companhia já adota algumas práticas estabelecidas pela nova Lei como adivulgação das Demonstrações dos Fluxos de Caixa (Anexo I) e da Demonstração doValor Adicionado (Anexo II) e está analisando os impactos para as demais alteraçõespropostas em lei, que deverão ser aplicadas em sua totalidade ao longo do exercíciode 2008, conforme as regras forem disponibilizadas pelos órgãos reguladores.4. SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISa) Práticas contábeis específicasPlano de contas - a Companhia adota o plano de contas contido no Manual deContabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, estabelecido através daResolução ANEEL n° 444/2001, e alterações posteriores.Conta de compensação de variação de itens dos custos não-gerenciáveis(parcela “A”).CVA - está representada pela parcela de variação dos custos com a distribuição deenergia elétrica definidos pela ANEEL como não-gerenciáveis e ainda não repassadosàs tarifas de fornecimento de energia. Essas parcelas são atualizadas com base na


taxa de juros SELIC até a data do balanço e apropriados ao resultado consoante ofaturamento realizado a partir do reajuste tarifário repassado aos consumidores (videnota 9).Encargos financeiros e efeitos inflacionários - em função do disposto nas DiretrizesGerais e Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétricae Instruções CVM, os juros e demais encargos financeiros, incluindo efeitosinflacionários e cambiais, relativo aos financiamentos obtidos de terceiros para aaplicação no imobilizado em curso, são transferidos do resultado para o custo desseativo, ou seja, são capitalizados.Custos indiretos de obras em andamento - mensalmente, parte dos gastos daAdministração Central são apropriados às imobilizações em curso, mediante rateio dosgastos diretos com pessoal e mão-de-obra de terceiros, e registrada nas obras emcurso, conforme Diretrizes Gerais e Contábeis do Manual de Contabilidade do ServiçoPúblico de Energia Elétrica.Registro das operações de compra e venda de energia na Câmara deComercialização de Energia Elétrica (CCEE) - as compras e as vendas estãoreconhecidas pelo regime de competência de acordo com informações divulgadas pelaCâmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (vide nota 30).b) Práticas contábeis geraisDisponibilidades - incluem os saldos de caixa, depósitos em bancos, certificados dedepósitos bancários e as aplicações financeiras de renda fixa que são registradas aocusto, acrescido dos respectivos rendimentos auferidos até a data do balanço ereduzido ao valor de mercado, se necessário (vide nota 5).Consumidores, concessionárias e permissionárias - está representado por contasa receber de consumidores, concessionárias e permissionárias, líquidos da provisãopara crédito de liquidação duvidosa, e incluem os valores faturados e a receitareferente à energia fornecida e não faturada (vide nota 6).Provisão para créditos de liquidação duvidosa - está constituída em valorconsiderado suficiente pela Administração da Companhia para cobrir as perdas quepossam ocorrer na cobrança dos créditos (vide nota 6).Estoques - são avaliados e registrados ao custo histórico médio e não supera o valorde mercado. Os materiais destinados à construção são classificados comoimobilizações em curso.Imobilizado - os bens adquiridos até 30 de setembro de 2007 estão registrados pelovalor de mercado, com base em laudo emitido por empresa especializada, e osadquiridos a partir daquela data estão registrados pelo custo de aquisição ouconstrução, deduzidos da depreciação calculada pelo método linear, com base emtaxas que refletem a vida econômica útil dos bens (vide nota 11).Diferido - é composto de gastos com implantação de sistemas, os quais estão sendoamortizados no prazo de 10 anos (vide nota 12).

6. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIASProvisão para créditos de

Saldo liquidação duvidosa Saldo líquidoVencidos Vencidos há Total Total

Circulante Vincendos até 90 dias mais 90 dias 31/12/2007 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2006ConsumidoresResidencial 47.832 16.856 6.446 71.134 72.623 (3.845) (4.179) 67.289 68.444Industrial 46.233 7.421 16.143 69.797 76.977 (4.035) (3.463) 65.762 73.514Comercial e serviços 24.259 4.509 9.145 37.913 40.674 (6.771) (7.311) 31.142 33.363Rural 11.002 1.668 408 13.078 12.450 (126) (138) 12.952 12.312Poder público 6.144 832 1.187 8.163 12.325 (22) – 8.141 12.325Iluminação pública 27.271 1.198 23.744 52.213 57.330 (256) (457) 51.957 56.873Serviço público 4.932 47 67 5.046 6.233 (2) – 5.044 6.233Fornecimento não faturado 82.418 – – 82.418 84.946 – – 82.418 84.946Subtotal 250.091 32.531 57.140 339.762 363.558 (15.057) (15.548) 324.705 348.010Concessionária e permissionária 6.734 – 4 6.738 6.284 – – 6.738 6.284AES Uruguaiana 16.774 – – 16.774 16.774 (16.774) (16.774) – –Energia livre 4.007 – – 4.007 2.865 (3.650) (701) 357 2.164Ativo regulatório – TUSD 17.479 – – 17.479 5.695 – – 17.479 5.695Total 295.085 32.531 57.144 384.760 395.176 (35.481) (33.023) 349.279 362.153Não CirculanteConsumidoresResidencial 883 – – 883 325 – – 883 325Industrial 3.767 – – 3.767 1.832 – – 3.767 1.832Comercial e serviços 3.642 – – 3.642 2.738 – – 3.642 2.738Rural 48 – – 48 6 – – 48 6Poder público 4.961 – – 4.961 1.150 – – 4.961 1.150Iluminação pública 29.572 – – 29.572 20.337 – – 29.572 20.337Subtotal 42.873 – – 42.873 26.388 – – 42.873 26.388Energia livre 4.075 – – 4.075 6.424 (3.818) (5.775) 257 649Ativo regulatório – TUSD 5.751 – – 5.751 2.785 – – 5.751 2.785Total 52.699 – – 52.699 35.597 (3.818) (5.775) 48.881 29.822

Fornecedores - incluem obrigações com fornecedores de energia, encargos de usoda rede elétrica, obrigações com fornecedores de materiais e serviços e obrigaçõescorrespondentes à energia de curto prazo adquirida na Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica - CCEE (vide nota 13).Empréstimos, financiamentos e debêntures - são atualizados pela variaçãomonetária e juros, determinados em cada modalidade, incorridas até a data dobalanço (vide nota 14 e 15).Contas a pagar de aposentadorias incentivadas - por força do edital deprivatização, a Companhia é responsável pelo pagamento do benefício decomplementação da aposentadoria por tempo de serviço que tenha sido concedidapelo INSS aos participantes da Fundação CEEE de Seguridade Social -ELETROCEEE, os quais não tenham ainda cumprido todos os requisitos para aobtenção do benefício. Dessa forma, a Companhia provisionou os valores, decorrentesde cálculo atuarial, dos compromissos futuros relativos às complementações salariaisa serem pagas aos participantes ou repassados à Fundação CEEE, ajustados ao valorpresente pela taxa de 12,0% a.a. Adicionalmente, a Companhia procede, através deempresa atuarial independente, a avaliação desse benefício de acordo com aDeliberação CVM n°. 371/2000 (vide nota 19).Provisão para contingências - são constituídas mediante avaliações dos riscos emprocessos cuja probabilidade de perda configuram contingências prováveis equantificadas com base em fundamentos econômicos e em pareceres jurídicos sobreos processos existentes e outros fatos contingenciais conhecidos na data doencerramento do balanço (vide nota 22).Imposto de renda e contribuição social - calculados e registrados conformelegislação vigente nas datas dos balanços. A Companhia registrou em suasdemonstrações financeiras os efeitos dos créditos de imposto de renda e contribuiçãosocial sobre diferenças temporariamente indedutíveis, suportados por previsão degeração futura de bases tributáveis de imposto de renda e contribuição social, emperíodo não superior a 10 anos. Registrou também, créditos fiscais referente aobenefício de ágios incorporados, os quais estão sendo amortizadosproporcionalmente aos lucros líquidos projetados para o período remanescente docontrato de concessão.Resultado - o resultado das operações é apurado em conformidade com o regimecontábil de competência. A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecidacom base nas tarifas regulamentadas pela ANEEL no momento em que a energia éfaturada. A energia elétrica fornecida e não faturada era provisionada até o ano de2006 considerando o faturamento mensal anterior. No ano de 2007 passou a serprovisionada considerando–se como base a carga real de energia disponibilizada nomês e o índice de perda anualizada. Historicamente, a diferença entre a receita nãofaturada estimada e o consumo real, a qual é reconhecida no mês subseqüente,

não tem sido relevante.Estimativas - na elaboração das demonstrações financeiras é necessário que aAdministração da Companhia baseie–se em estimativas para contabilizar certastransações que afetam seus ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados finaisdessas transações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes,podem diferir dessas estimativas.Instrumentos financeiros - o resultado da Companhia é afetado pelo risco nasflutuações da taxa de câmbio do dólar, do iene e da variação das diversas moedas(US$, Iene, Euro, Franco Suíço e outras) que compõem a cesta de moedas do BNDES,visto que a Companhia possui financiamento atrelado a esse indexador (vide nota 15).Visando reduzir esse tipo de risco, a Companhia contratou operações de “swap”,substituindo a variação desses indexadores pela variação do CDI (vide nota 29).Lucro líquido e patrimônio líquido por ação - estão determinados considerando-sea quantidade de ações em circulação na data do encerramento do balanço.5 DISPONIBILIDADES

Taxa média (% do CDI)2007 2006 2007 2006

CirculanteSaldos Bancários 42.429 24.712Aplicações financeirasCDB – DI 101,0% 100,8% 4.688 35.446Operação compromissada 101,0% 100,7% 153 24.847Total Circulante – 47.270 85.005Não CirculanteAplicações financeirasFundos de investimento (i) 95,7% 95,5% 12.157 11.104Operação compromissada (ii) 101,1% 101,7% 8.614 1.303Total Não Circulante 20.771 12.407Total 68.041 97.412CDB-DI - Certificado de Depósito Bancário - Depósito InterfinanceiroCDI - Certificado de Depósito Interfinanceiro(i) Vide nota 15 - BNDES FINEM (período de 2003 a 2005).(ii) Vide nota 15 - BNDES FINEM (período de 2006 a 2007).Operação compromissada: venda de um título, neste caso debênture, com umcompromisso por parte do banco de recomprá-lo a qualquer momento.Está regulamentada através da Resolução n° 2.950, do Conselho Monetário Nacional,de 17 de abril de 2002.

Créditos vencidos1 - Consumidores residenciais, industriais, rurais, comerciais, serviços e outrasatividadesPara essas classes de consumidores o saldo dos créditos vencidos é composto pordiversos consumidores com valores individuais pequenos, sendo que o procedimentoadotado pela Companhia é, de após aproximadamente 49 dias da conta em atraso,interromper o fornecimento de energia. O mesmo somente é restabelecido após aquitação dos valores em atraso. Outro procedimento adotado é o registro no SPC(Serviço de Proteção ao Crédito), para negativação dos clientes com contratosrescindidos que possuem débitos e os termos de parcelamento em atraso.2 - Poder público, iluminação pública e serviço públicoPara essas classes de consumidores, a maior representatividade de créditos vencidosrefere-se às Prefeituras. Considerando a relevância destes créditos e após umacriteriosa avaliação das medidas e dos respectivos resultados alcançados, aAdministração implantou novas estratégias visando recuperar a integralidade doscréditos vencidos. As principais medidas estão relacionadas a seguir:a) Contratação de escritórios de advocacia e cobrança especializados;b) Ajuizamento de ações inibitórias para 94% das inadimplências, contendo aapresentação de documentação que comprove o orçamento e o empenho dos valoresda dívida do Município com a Companhia e a proibição de contratação de novasdespesas sem antes equacionar a dívida junto a Companhia;c) Para o restante dos inadimplentes, neste ano a estratégia da Companhia foi de nãoingressar com ações judiciais e intensificar as negociações considerando novaspolíticas de parcelamentos;d) Criação de uma nova estrutura organizacional por região de atendimento que temcomo principal atribuição à atuação e o acompanhamento das operações junto aoPoder Público.Apresentamos a seguir os principais resultados das medidas até entãoimplementadas:a) Autorização para compensação de créditos arrecadados nas faturas de energia atítulo de Contribuição da Iluminação Pública (CIP) com as faturas mensais de 21Prefeituras de um total de 182 Prefeituras que possuem o convênio de arrecadaçãocom a Companhia. A compensação de créditos oriundos da CIP passou a cobrir 100%das faturas das Prefeituras de Taquara e Gravataí, que representam atualmente maisde 75% dos débitos vencidos; Salientamos que a compensação compulsória da CIP deGravataí foi autorizada pelo Tribunal de Justiça do Estado do Rio Grande do Sul.b) Em termos processuais, os resultados foram os seguintes:- As 31 ações tiveram prosseguimento processual normal, ou seja, não houve casos deindeferimento definitivo por parte do Judiciário. No primeiro trimestre de 2007, tivemosindeferimento da petição inicial para 2 ações, para as quais a Companhia recorreu aoTribunal de Justiça. Confirmando a estimativa anterior, em uma dessas duas ações(município de Machadinho) o Tribunal de Justiça do Estado do Rio Grande do Sul járeformou a decisão inicial e entendeu cabível a ação judicial promovida pela RGE.Desse modo estima–se também a reversão da posição na outra ação, considerando oprecedente anterior do Tribunal, considerando o parecer favorável do Ministério Públicopara outras ações semelhantes;- Em grande parte das audiências designadas pelo juiz visando à conciliação houveacordo entre as partes, não resultando perdas para a Companhia, para os demaiscasos continua a negociação normal entre as partes, quando será marcada novaaudiência;- Destacamos que até 31 de Dezembro de 2007 das 31 ações, já foram realizadosacordos com termo de parcelamento do débito para 16 Prefeituras, cujo montante totaldo débito parcelado é de R$ 17.550, sem os encargos do parcelamento. Outrodestaque é o parcelamento dos débitos do Estado e o início dos pagamentos em diapor parte do Governo Estadual, negociação esta, que resultou na entrada de caixa deR$ 2.000 referentes a faturas que estavam em atraso em 2007 e um parcelamento deR$ 2.500 referentes a consumos de 2006 (antigo Governo).Considerando os resultados exitosos alcançados e fundamentada na avaliação dosseus consultores jurídicos externos, a Administração da Companhia avaliou que

praticamente a totalidade dos créditos vencidos junto ao setor público seria realizável,entretanto considerando às ações não ingressadas na justiça até a data doencerramento do exercício e as negociações em andamento, constituímos umaprovisão de R$ 300.Provisão para créditos de liquidação duvidosaA provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída considerando osseguintes principais critérios:• para os casos de créditos relevantes, ou com características similares, foramrealizadas análises, considerando os prazos de vencimento, histórico de perdas,experiência da Administração, existência de garantias reais, renegociação dos créditose devedores em situação de recuperação judicial ou falência;• para os demais créditos foi constituída provisão para cada classe de consumidor, deacordo com os prazos determinados no Manual de Contabilidade do Serviço Públicode Energia Elétrica, cujo montante é suficiente para cobrir eventuais perdas.Movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa:

2007 2006Saldo inicial 38.798 36.442Provisão constituída (vide nota 26) 12.988 13.335Baixas ocorridas no exercício (12.488) (10.979)Saldo final 39.298 38.798AES Uruguaiana Ltda.O valor a receber da AES Uruguaiana Ltda., refere-se a contratos de fornecimento deenergia elétrica, os quais estão em negociação entre as partes. A Administração daCompanhia reavaliou a estimativa de realização desse contas a receber e optou pelaconstituição de provisão para perdas do valor integral em 31 de dezembro de 2005.

2007 2006Saldo a receber Provisão de perda Líquido Líquido

Concessionárias Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazoBANDEIRANTE 4 396 – (396) 4 – 114 10EEB 7 – (7) – – – – –CAIUÁ 60 – (60) – – – – –CAT-LEO 3 – (3) – – – – –CEB 35 113 – (113) 35 – 38 35CELG 10 – (10) – – – 25 –CEMAT 33 – (33) – – – – –CEMIG 54 1.392 – (1.392) 54 – 398 67CENF 4 – (4) – – – 1 –CERJ 93 216 – – 93 216 89 298CESP 63 – (63) – – – – –CPFL 631 – (631) – – – 246 –CSPE 4 9 – (8) 4 1 4 5ELEKTRO 130 – (130) – – – – –ELETROPAULO 857 – (857) – – – 372 –ENERSUL 4 61 – (61) 4 – 49 4ESCELSA 271 – (271) – – – 51 –CJE 3 – (3) – – – – –LIGHT 51 888 – (888) 51 – 278 46PIRATININGA 246 – (246) – – – – –CLFSC – – – – – – 2 –EEVP 5 – (5) – – – – –CELB 3 25 – (25) 3 – 6 5CELPE 21 200 – (200) 21 – 131 22CEPISA 13 75 – (75) 13 – 24 10CHESF – – – – – – 30 22COELBA 25 331 – (331) 25 – 150 24COELCE 23 230 – (230) 23 – 81 26

Energia livre (Impacto decorrente do Acordo Geral do Setor Elétrico)A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, determinou que a parcela das despesas com acompra de energia no âmbito do antigo Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE),denominada como “Energia Livre”,realizadas até dezembro de 2002, decorrentes daredução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo deRealocação de Energia (MRE) e consideradas nos denominados contratos iniciais eequivalentes, fossem repassadas aos consumidores finais, de forma proporcional aoconsumo individual verificado. A ANEEL homologou o montante relativo à compra deenergia no âmbito do antigo MAE a ser repassado para os consumidores. Porém, comoquem arrecada não é quem faz jus à parcela de “Energia Livre”,foi elaborado, no âmbi-to do “Acordo Geral do Setor Elétrico”,o “Acordo de Reembolso de Energia Livre”,ondeficaram estabelecidos os compromissos de repasse da referida parcela para os seuscredores. A Companhia fez jus a um ativo de energia livre no montante de R$ 11.104.A Companhia registra a atualização financeira deste ativo com base na variação dataxa SELIC simples capitalizada mensalmente, acrescida de um “spread”de 1,0% a.a.aplicados sobre 86,7% do saldo credor e, SELIC simples capitalizada mensalmentepara o restante de 13,3% do saldo credor, conforme estabelecido no Ofício Circular n°2.212/2005-SFF/SER/ANEEL, uma vez que a Companhia obteve financiamento juntoao BNDES (vide nota 15) da ordem de 86,7% deste ativo.Adicionalmente, a Companhia constitui provisão para perdas no recebimento desteativo, tendo em vista que os prazos de recuperação da Recomposição TarifáriaExtraordinária (RTE) definidos pela ANEEL deverão ser observados irrestritamente,não havendo nenhum aspecto que autorize sua ampliação pelas concessionárias,conforme disposto no Ofício Circular n° 2.218/2005-SFF/ANEEL, de 23 de dezembrode 2005.Demonstrativo analítico da posição do contas a receber de energia livre, conformeOfício Circular nº 2.218/2005-SFF/ANEEL:

CNPJ nº 02.016.439/0001-38



2007 2006Saldo a receber Provisão de perda Líquido Líquido

Concessionárias Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazo Curto prazo Longo prazoCOSERN 27 139 – (99) 27 40 30 75ENERGIPE 38 – (38) – – – – –SAELPA 49 – (49) – – – 44 –CELPA 104 – (104) – – – – –CELTINS 2 – (2) – – – – –ELETRONORTE 1.134 – (1.134) – – – 1 –Total 4.007 4.075 (3.650) (3.818) 357 257 2.164 649

9. ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOSCirculante Não Circulante

Ativo 2007 2006 2007 2006Variação capturada para reajustetarifário de 2006 - em compensaçãoCustos de energia para revenda 1 6.602 – –Transporte de Itaipu 24 413 – –Encargos da rede básica 382 6.716 – –Conta de consumo de combustível 155 3.076 – –Conta de desenvolvimento energético 100 1.924 – –Encargos de serviços do sistema 36 865 – –Programa de incentivo a fontesalternativas de energia elétrica 59 914 – –

757 20.510 – –Variação capturada para reajustetarifário em 2007 - em compensaçãoCustos de energia para revenda 1.253 – – –Encargos da rede básica 359 1.379 – 690Conta de consumo de combustível – 151 – 75Conta de desenvolvimento energético 648 908 – 454Encargos de serviços do sistema 1.115 1.297 – 649Programa de incentivo a fontesalternativas de energia elétrica 517 – – –

3.892 3.735 – 1.868Variação capturada para reajustetarifário em 2008Custos de energia para revenda 7.748 – 3.256 –Conta de consumo de combustível 2.606 – 1.095 –Conta de desenvolvimento energético 321 – 135 –

10.675 – 4.486 –Ativo regulatório - em compensaçãoPIS 907 3.058 – 1.102COFINS 3.076 10.075 – 2.398Outros componentes financeiros 4.438 3.664 – 1.832

8.421 16.797 – 5.332Total 23.745 41.042 4.486 7.200

Circulante Não Circulante2007 2006 2007 2006

PassivoVariação capturada para reajustetarifário de 2006 - em compensaçãoCustos de energia para revenda – 345 – –Encargos da rede básica – 159 – –Conta de consumo de combustível – 319 – –

– 823 – –Variação capturada para reajustetarifário em 2007 - em compensaçãoCustos de energia para revenda – 1.819 – 909Transporte de Itaipu 148 179 – 90Conta de consumo de combustível 5.541 – – –

5.689 1.998 – 999Variação capturada para reajustetarifário em 2008Transporte de Itaipu 212 – 89 –Encargos da rede básica 2.571 – 1.081 –Encargos de serviços do sistema 1.669 – 701 –

4.452 – 1.871 –Total 10.141 2.821 1.871 999A partir de 26 de outubro de 2001, a ANEEL autorizou o diferimento da variação doscustos incorridos considerados não-gerenciáveis (parcela “A”) que fazem parte docálculo do índice de reajuste tarifário. Esses custos são registrados na “Conta decompensação de variações de itens dos custos não-gerenciáveis (CVA)” do ativocirculante/não circulante ou passivo circulante/não circulante, sendo atualizados pelataxa de juros SELIC e apropriados ao resultado consoante o faturamento realizado apartir do reajuste tarifário.Adicionalmente, através da Resolução Normativa n° 189/2005, a ANEEL estabeleceuos critérios e procedimentos para a inclusão da variação dos custos referentes aoprograma de incentivo a fontes alternativas - PROINFA na CVA.Os valores apresentados no quadro acima estão classificados conforme segue:a) Reajuste tarifário de 2006 - em compensaçãoEstá representado pelos saldos dos custos capturados entre 19 de março de 2005 e18 de março de 2006.b) Variação capturada para reajuste tarifário em 2007 - em compensaçãoEstá representada pelos custos capturados entre 19 de março de 2006 e 18 de marçode 2007.c) Variação capturada para reajuste tarifário em 2008Está representada pelos custos capturados a partir de 19 de março de 2007, os quaisestão previstos para repasse no reajuste tarifário que ocorrerá em abril de 2008.d) Ativos regulatórios - em compensaçãoPIS e COFINSEstá representado pelos impactos tributários decorrentes das Leis nº 10.637/2002para o PIS e, n° 10.833/2003 para a COFINS, inicialmente não repassados às tarifas.O impacto do PIS compreende o período de dezembro de 2002 a junho de 2005 e oimpacto da COFINS compreende o período de fevereiro de 2004 a junho de 2005.Em 21 de setembro de 2004, através do Oficio nº 1572/2004-SFF, a ANEELmanifestou entendimento que esses valores devem ser atualizados monetariamente e,após regulamentação de procedimentos para reconhecimento de tais impactos,incorporados às tarifas, em prazo não superior a três anos. Estes impactos foramconsiderados pela ANEEL através das Resoluções Homologatórias nº 92, de 18 deabril de 2005, nº 320, de 18 de abril de 2006 e nº 452 de 18 de abril de 2007.Subtraindo-se os valores já considerados nos cálculos tarifários de 2005 e 2006 eatualizando-se as respectivas diferenças mensais pelo IGP-M até abril de 2007,apurou-se um saldo remanescente de R$ 13.462, que foi considerado no cálculoreajuste tarifário de abril de 2007.Adicionalmente, a ANEEL autorizou através da Resolução Homologatória nº 92,de 18 de abril de 2005, a inclusão das despesas do PIS e da COFINS efetivamenteincorridas no exercício da atividade de distribuição de energia elétrica, a partir de1º de julho de 2005, no valor a ser pago pelos consumidores, a exemplo do ICMS.Outros Componentes Financeiros do Reajuste Tarifário de 19 de abril de 2007Em maio de 2006, a Companhia, apresentou questionamentos a ANEEL em relaçãoao Índice de Reajuste Tarifário Anual, de 10,19%, homologado através da ResoluçãoHomologatória nº 320, de 18 de abril de 2006. A ANEEL, procedendo à análise dasconstatações apresentadas, reconheceu algumas incorreções na base de dados docálculo do reajuste, emitindo o Ofício nº 177/2006.Assim, procedidos aos ajustes necessários, o reajuste de abril de 2007 resultou emum novo índice de 10,69%. A diferença entre este índice e o efetivamente recebido de10,19% implicou em um ativo regulatório de R$ 7.678, que, atualizado pela variaçãodo IGPM até abril de 2007, resultou um complemento financeiro de R$ 8.005 nocálculo do reajuste tarifário de abril de 2007.Nas respectivas bases de cálculo do encargo P&D e Eficiência Energética, utilizadasnos reajustes tarifários de 2005 e 2006 da Companhia, não incluíram os componentesfinanceiros da receita anual da concessionária. A ANEEL apurou e atualizou pelavariação do IGPM até abril de 2007 as diferenças não contempladas naqueles IRT -Índices de Reajuste Tarifário, e considerou um complemento financeiro de R$ 1.742 nocálculo do reajuste tarifário de abril de 2007.O Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, instituiu o Programa Nacional deUniversalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica - Luz para todos, destinado

Ativo regulatório - TUSDA Resolução ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004, estabeleceu os procedimentosvinculados à redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e dedistribuição para empreendimentos hidroelétricos e aqueles com fonte solar, eólica,biomassa ou cogeração qualificada, com potência instalada menor ou igual a 30.000kW, bem como para os empreendimentos hidroelétricos com potência igual ou inferiora 1.000 kW, e determinou a constituição do ativo regulatório TUSD, a ser compensadono primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração.Foram considerados no cálculo do reajuste tarifário de abril de 2007 os valoresfiscalizados e validados pela ANEEL, atualizados pela variação do IGPM até abril de2007, relativos à perda de receita de distribuição decorrentes dos descontosconcedidos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD, de R$ 11.879.7.TRIBUTOS A COMPENSAR

Curto prazo Longo prazo2007 2006 2007 2006

Contribuição Social a compensar - CSLL 7.296 – – –Imposto de Renda a compensar - IRPJ 8.199 – – –Imposto de Renda na fonte a compensar 951 1.912 – –Contribuição Social na fonte a compensar – 354 – –ICMS sobre aquisição para o imobilizado 11.413 9.031 16.566 13.125PIS/COFINS sobre outras receitas (*) – – – 6.651Outros 431 156 – –Total 28.290 11.453 16.566 19.776(*) No exercício de 2006, foi reconhecido o valor atualizado decorrente de açãoajuizada pela Companhia em 1999 contra a União Federal, insurgindo-se ao dispostono § 1° do art. 3° da Lei 9.718/98, o chamado alargamento da base de cálculodas referidas contribuições. Esta ação foi julgada procedente pelo SupremoTribunal Federal, com trânsito em julgado em abril de 2006, não tendo sido oferecidorecurso por parte da União. O valor foi contabilizado da seguinte forma no resultado(vide nota 27):DescriçãoPIS/COFINS sobre outras receitas 3.457Variações monetárias 3.194Total 6.6518. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALRepresentam principalmente os créditos compensáveis com lucros tributáveis futuroscalculados sobre provisões temporariamente não dedutíveis. Adicionalmente, emfunção da reorganização societária que culminou com a incorporação da controladoraCPFL Serra (vide nota 23), o ágio decorrente desta operação gerou benefício fiscal naCompanhia. Demonstramos a seguir os ativos e passivos fiscais:a) Apuração da contribuição social e do imposto de renda diferidos:Ativo Fiscal 31/12/2007 31/12/2006Prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social – 30.886Alíquota aplicável (contribuição sociale imposto de renda) 34,0% 34,0%Crédito fiscal sobre prejuízo fiscal e base negativa – 10.501Ágio sobre incorporação CPFL SerraBenefício fiscal ágio/ Contribuição Sociale Imposto de Renda 263.787 –Diferenças temporáriasContas a pagar de aposentadorias incentivadas 12.771 16.930Provisão para créditos de liquidação duvidosa 39.298 38.798Provisão para contingências 51.940 49.960Provisão para pesquisa e desenvolvimentoe eficiência energética 42.554 31.576Outras diferenças temporárias 15.328 17.630Base de cálculo dos créditos fiscais diferidos 161.891 154.894Alíquota aplicável (contribuição sociale imposto de renda) 34,0% 34,0%Crédito fiscal sobre diferenças temporárias 55.043 52.664Total do crédito fiscal 318.830 63.165Circulante 48.824 35.007Não Circulante 270.006 28.158Total do crédito fiscal 318.830 63.165Estimativa de realização dos créditos fiscais

31/12/2007 31/12/2006Exercício 2007 – 35.007Exercício 2008 48.824 11.814Exercício 2009 19.584 4.374Exercício 2010 14.761 4.051Exercício 2011 14.761 3.768Exercício 2012 14.761 4.151Exercício de 2013 a 2015 42.840 –Exercício de 2016 a 2018 37.683 –Exercício de 2019 a 2021 37.683 –Exercício de 2022 a 2024 37.683 –Exercício de 2025 a 2027 37.683 –Exercício de 2028 12.567 –

318.830 63.165A previsão de recuperação dos créditos fiscais diferidos registrados no ativo nãocirculante, decorrentes de diferenças temporariamente indedutíveis e benefício fiscaldo ágio incorporado, está baseada nas projeções de resultados futuros, apreciadaspelo Conselho Fiscal, e aprovadas pelo Conselho de Administração.O passivo fiscal está representado pelo débito sobre as diferenças temporáriaspassivas.Passivo Fiscal 31/12/2007 31/12/2006ReavaliaçãoReserva de reavaliação 31/03/2003 416.421 416.421Reserva de reavaliação 30/09/2007 (80.446) –Reavaliação dos terrenos (17.923) (14.520)Reversão da Reavaliação de Intangíveis (19.512) –Realização da reavaliação (111.858) (87.749)Base de cálculo dos débitos fiscais diferidos 186.682 314.152Alíquota aplicável (contribuição social e imposto de renda) 34,0% 34,0%Débito fiscal sobre a reavaliação 63.472 106.812Diferenças temporáriasProvisão Ativo Regulatório do PIS e COFINS 5.044 16.633Atualização financeira da CVA 29.205 29.311Base de cálculo dos débitos fiscais diferidos 34.249 45.944Alíquota aplicável (contribuição social e imposto de renda) 34,0% 34,0%Débito fiscal sobre diferenças temporárias 11.645 15.621Total do débito fiscal 75.117 122.433Curto prazo 14.914 18.891Longo prazo 60.203 103.542Total do débito fiscal 75.117 122.433b) Apuração da contribuição social e do imposto de renda sobre o resultado:

Contribuição Social Imposto de Renda31/12/2007 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2006

Resultado antes da contribuiçãosocial e do imposto de renda 162.002 182.037 162.002 182.037Diferenças permanentes - líquidas (4.870) (341) 7.320 (725)Resultado tributável 157.132 181.696 169.322 181.312Contribuição social (alíquota de 9,0%)e Imposto de renda(alíquota de 25,0%) (14.142) (16.353) (42.306) (45.303)

(–) Programa alimentação dotrabalhador - PAT – – 104 231(–) Incentivo Fiscal a Cultura -Lei Rouanet – – 826 400Receita (despesa) de contribuiçãosocial e imposto de renda (14.142) (16.353) (41.376) (44.672)

a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento em energia elétrica à parcela dapopulação do meio rural brasileiro que ainda não possui acesso a esse serviço público.O déficit mensal foi calculado como a diferença entre a receita verificada e os custosrelacionados à implementação do Programa Luz Para Todos. Os déficits mensaiscalculados foram corrigidos, até a data do reajuste, pelo IGPM. Além do déficitcalculado até a data do reajuste, ainda foi considerada uma estimativa para os12 meses seguintes, observando, neste caso, a manutenção da base física instalada edo número de unidades consumidoras atendidas até a data do reajuste. Após análiseda ANEEL, esta considerou no cálculo do reajuste tarifário de abril de 2007 umcomponente financeiro provisório de R$ 5.251.10. OUTROS CRÉDITOS


Enquadramento residencial baixa renda 21.866 4.350 – –Encargos tarifários emergenciais 735 1.033 – –Financiamentos a consumidores 1.176 3.644 108 692Serviços em curso 16.950 8.285Reserva global de reversão - RGR 1.814 1.814 – –Alienação de bens e direitos 2.207 1.288 – –Adiantamento de 13º salário e férias 939 609 – –Aluguéis a receber 1.448 1.293 – –Partes relacionadas (vide nota 31) – – – 621Outros 3.493 1.369 74 70Total 50.628 23.685 182 1.383Enquadramento residencial baixa rendaA Lei n° 10.438/2002 ampliou a possibilidade de enquadramento dos consumidores dasubclasse residencial baixa renda, beneficiando-os com uma redução tarifária,conforme regulamentado pelas Resoluções ANEEL nºs 246 e 485/2002, e alteraçõesintroduzidas pela Resolução nº 84/2004. Dessa forma, ocorreu uma redução nofaturamento da Companhia, que foi compensado pela contabilização de uma receita deigual valor, conforme determinado no Ofício Circular nº 155/2003-SFF/ANEEL. O saldoa receber será compensado através de subvenção econômica custeada por recursosfinanceiros oriundos do Governo Federal, conforme dispõe a Lei nº 10.604/2002.Encargos tarifários emergenciaisA Resolução ANEEL nº 249/2002 estabeleceu os critérios e procedimentos paradefinição dos encargos relativos à aquisição de energia elétrica e à contratação decapacidade de geração ou potência pela Comercializadora Brasileira de EnergiaEmergencial - CBEE. Esses encargos serão rateados pelos consumidores finais deenergia elétrica de forma proporcional ao consumo individual verificado, não seaplicando ao consumidor residencial classificado como de baixa renda, e repassadosa CBEE após serem arrecadados dos consumidores (vide nota 21). A ResoluçãoANEEL nº 204/2005 estabeleceu o encerramento da cobrança do encargo decapacidade emergencial, definido pela Lei nº 10.438/2002.Financiamentos a consumidoresEstá representado pelos financiamentos concedidos principalmente às prefeiturasmunicipais, com o objetivo de financiar projetos de eficientização da iluminaçãopública. O prazo médio desses financiamentos é de 30 meses e a taxa média de jurosé de 0,6% ao mês.Serviços em cursoEstá representado pelos gastos relacionados aos programas de pesquisa edesenvolvimento e de eficiência energética que se encontram em andamento. Quandoocorrer a conclusão dos serviços relacionados a esses programas, os gastos serãobaixados contra a provisão para pesquisa e desenvolvimento e de eficiência energéticano grupo das outras contas a pagar, no passivo (vide nota 21).Reserva global de reversão (RGR)É um fundo de reserva gerenciado pelo Governo Federal, conforme detalhado na nota16, sendo este saldo a diferença entre o valor da quota anual fixada pela ANEEL e ovalor devido com base nos investimentos efetivamente verificados. Após revisão daprestação anual de contas, pela ANEEL, estas diferenças serão compensadas com aspróximas quotas anuais a serem fixadas.11. IMOBILIZADOa) Composição dos saldos

31/12/2007 31/12/2006Taxasanuais Custo Depreciação/médias histórico e amortização Valor Valor(%) reavaliado acumulada líquido líquido

Em Serviço- OperaçãoIntangíveis 2,4 7.937 (52) 7.885 26.746Terrenos 18.877 18.877 14.984Edificações, obrascivis e benfeitorias 12,4 18.449 (562) 17.887 15.745Máquinas e equipamentos 8,0 1.203.597 (20.468) 1.183.129 1.184.860Veículos 41,4 14.741 (1.468) 13.273 6.142Móveis e utensílios 29,1 2.389 (9) 2.380 940

1.265.990 (22.559) 1.243.431 1.249.417- AdministraçãoIntangíveis 20,0 10.575 (520) 10.055 14.119Edificações, obras civise benfeitorias 7,1 878 (15) 863 373Máquinas e equipamentos 24,0 17.561 (816) 16.745 6.705Veículos 48,2 297 (35) 262 200Móveis e utensílios 19,1 671 (32) 639 472

29.982 (1.418) 28.564 21.869- Ágio na incorporaçãoda controladora - DOC 3 3,7 1.120.266 (677.598) 442.668 461.169

2.416.238 (701.575) 1.714.663 1.732.455Em Curso- Operação 85.710 89.088- Administração 7.322 1.948

93.032 91.036Total do Imobilizado 1.807.695 1.823.491Obrigações vinculadas à concessão (130.169) (116.293)Imobilizado líquido 1.677.526 1.707.198b) Taxas de depreciação e amortizaçãoAs taxas anuais médias de depreciação e de amortização estão demonstradasna tabela acima. Em relação à taxa de amortização do ágio, houve um aumentode 2,98% a.a. em 2006 para 3,67% a.a. em 2007 (vide letra g).c) IntangíveisEstão representados por “softwares” e servidões. As servidões são faixas de terrenospor onde a concessionária pode praticar todos os atos de construção, manutenção,conservação e inspeção das linhas de transmissão de energia elétrica e estãoclassificados contabilmente como intangíveis conforme determina o Manual deContabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.d) Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétricaRepresentam os valores recebidos da União e dos consumidores, bem como asdoações não condicionadas a qualquer retorno e subvenções destinadas ainvestimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição.O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo ÓrgãoRegulador, cuja quitação ocorrerá em novembro de 2027.A composição destas obrigações:

2007 2006Gastos com implantação de sistemas e outros 36.364 29.335Benfeitorias em propriedade de terceiros 12.138 4.730Amortização acumulada (18.281) (14.992)Total 30.221 19.073e) Dos bens vinculados à concessãoDe acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/1957, os bens e instalaçõesutilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétricasão vinculados a esses serviços, não podendo os mesmos ser retirados, alienados,cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização doÓrgão Regulador. A Resolução ANEEL n° 20/1999 regulamenta a desvinculação debens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorizaçãoprévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados àalienação, determinando, ainda que o produto da alienação seja depositado em contabancária vinculada para aplicação na concessão.f) ReavaliaçãoI. Em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 31 de julho de 2003, foi aprovadoo laudo de reavaliação dos bens do ativo imobilizado da Companhia, emitido pelaempresa especializada Advanced Appraisal Consultoria e Planejamento, na data-basede 31 de março de 2003, de acordo com a legislação societária e Deliberação CVM,

CNPJ nº 02.016.439/0001-38



bem como a contabilização no mês de junho de 2003, na conta de reserva dereavaliação no montante de R$ 416.421. Adicionalmente, a Companhia constituiuprovisão para contribuição social e imposto de renda diferidos sobre a totalidade dareavaliação, exceto sobre terrenos, no montante de R$ 136.646.II. Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 16 de janeiro de 2008, foideliberada a reavaliação societária periódica dos bens do ativo imobilizado em serviçoda Companhia, cujo laudo foi emitido pela empresa especializada Centro de

31/03/2003 30/06/2007 30/09/2007 31/12/2007Realização

Conta Laudo Residual Reavaliação (I) Reversão (*) Laudo Residual Reavaliação (II) Acumulada LíquidoIntangíveis 35.511 15.725 19.786 (19.512) 18.109 18.109 – (274) –Terrenos 16.266 1.746 14.520 – 18.818 15.224 3.594 (819) 17.295Reservatório e barragens 413 42 371 – – – – (371) –Edificações obras civis 15.208 7.807 7.401 – 19.321 16.542 2.779 (1.048) 9.132Máquinas e equipamentos 1.072.566 700.687 371.879 – 1.198.738 1.293.695 (94.957) (107.533) 169.389Veículos 8.560 4.236 4.324 – 14.699 7.539 7.160 (2.975) 8.509Móveis e utensílios 1.273 3.133 (1.860) – 3.248 2.270 978 1.162 280Total 1.149.797 733.376 416.421 (19.512) 1.272.933 1.353.379 (80.446) (111.858) 204.605

Em 1° de abril de 2005, com o propósito de alavancar recursos para o refinanciamentode dívidas com vencimento em 2005 e para a realização de parte dos investimentosque foram realizados pela Companhia durante o ano de 2005, a empresa promoveu asegunda emissão de debêntures simples, para subscrição pública, da espécie semgarantias (quirografária), não conversíveis em ações da Companhia, com ausência decláusula de opção de repactuação.Foram emitidas em duas séries, como segue:• 1ª série - as 2.620 debêntures têm prazo de 6 anos, contados a partir da data deemissão, como vencimento em 1° de abril de 2011. Sobre o valor nominal unitárioincidem (i) a variação do IGP-M (calculada de forma pro rata temporis por dias úteisdecorridos, com base em um ano de 252 dias úteis); e (ii) juros remuneratórios a umataxa fixa anual de 9,6% ao ano, que foi definida em procedimento de “bookbuilding”.Os valores relativos à remuneração das debêntures são pagos anualmente, sempre nodia 1° do mês de abril de cada ano.• 2ª série - as 20.380 debêntures têm prazo de 4 anos, contados a partir da data deemissão, com vencimento em 1° de abril de 2009. Sobre o valor nominal unitárioincidem juros remuneratórios, definido em procedimento de “bookbuilding”,à taxa de106,0% da acumulação das taxas médias diárias dos DI - Depósitos Interfinanceiros deum dia, “over extra grupo”,calculadas e divulgadas pela CETIP - Câmara de Custódiae Liquidação. Os valores relativos à remuneração das debêntures são pagossemestralmente, sempre no dia 1° dos meses de abril e outubro da cada ano.Em 1º de dezembro de 2007, com a finalidade de adequar o perfil econômico-financeiro da Companhia, proporcionar liquidez suficiente para suportar osinvestimentos em ativo imobilizado e possibilitar a liquidação de dívidas que vencerãoaté 2009, a empresa promoveu a terceira emissão de debêntures simples, da espéciequirografária, escritural e nominativa, sem a emissão de cautela, não conversíveis emações da Companhia e sem opção de repactuação programada. As debêntures serãoobjeto de distribuição pública, em lote único e indivisível, sob regime de garantia firmede colocação. A emissão será realizada em cinco séries, sendo cada série compostapor uma única e indivisível debênture. A distribuição pública das debêntures da 1ª, 2ª e3ª séries será realizada sob regime de garantia firme de subscrição, e das debênturesda 4ª e 5ª séries sob regime de melhores esforços (conforme cronograma).A debênture foi emitida como segue:• 1ª série - a debênture tem prazo de 6 anos, contados a partir da data de emissão,como vencimento em 1° de dezembro de 2013.Os valores relativos à remuneração dasdebêntures são pagos semestralmente, sempre no dia 1° dos meses de junho edezembro de cada ano.O valor total da emissão será de R$ 380.000. Os valores e as datas de emissão dasdebêntures são, respectivamente:• 1ª série de R$ 100.000 - 1º de dezembro de 2007;• 2ª série de R$ 140.000 - 1º de janeiro de 2008;• 3ª série de R$ 40.000 - 1º de fevereiro de 2008;• 4ª série de R$ 50.000 e 5ª série de R$ 50.000 - 1º de abril de 2008.

Avaliações e Perícias de Engenharia Ltda., na data-base de 30 de setembro de 2007,de acordo com a legislação societária e Deliberação CVM 183/95, bem como acontabilização no mês de dezembro de 2007 da redução na conta de reserva dereavaliação no montante de R$ 80.446. A Companhia constituiu provisão paracontribuição social e imposto de renda diferidos sobre esta redução na reavaliação,exceto sobre terrenos, no montante de R$ 28.574.Abaixo demonstramos o resumo da reavaliação:

• Fundação ELETROCEEE - refere-se a contrato de confissão de dívida, assumidopela Companhia em decorrência do desmembramento do contrato total com aCompanhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE no processo da privatização.As amortizações são mensais e como garantia foi oferecida a arrecadação de vendade energia da Companhia no montante destas amortizações. Não existem cláusulasrestritivas e de “covenants” financeiros para este contrato.• Consumidores - referem-se a convênios de devolução de valores adiantados pelosconsumidores interessados no fornecimento de energia elétrica, para financiar as suasligações, geralmente com expansão da rede de distribuição. Estes valores sãoatualmente devolvidos a partir da data de conclusão da instalação. Não existemcláusulas restritivas e de “covenants” financeiros para estes convênios.• Eletrobrás - tem a finalidade de financiar parcela das obras implementadas paramelhoria no sistema elétrico, para a ampliação de redes de distribuição de energiaelétrica, para a eficientização da iluminação pública e para eletrificação rural(Programa de Universalização), tendo como garantia a arrecadação de venda deenergia. Adicionalmente, existe restrição em pagar ou declarar qualquer dividendo,autorizar ou efetuar qualquer outra distribuição, em caso de atraso no cumprimentodas obrigações previstas neste contrato. A Companhia obriga-se a não assumir, semexpressa autorização da Eletrobrás, novos compromissos financeiros queisoladamente ou conjuntamente superem o equivalente a 5,0% de seu ativo fixo e/ouque elevem seu endividamento a nível superior a 66,0% do seu ativo fixo.• BNDES - Programa de apoio emergencial - tem a finalidade de restabelecer oequilíbrio financeiro correspondente aos impactos decorrentes do Acordo Geral doSetor Elétrico. Em dezembro de 2002, foi liberado financiamento referente aoPrograma Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias deServiço Público de Distribuição de Energia Elétrica no montante de R$ 9.631, tendocomo garantia a arrecadação da venda de energia equivalente a 0,4% do faturamentobruto mensal, líquido do ICMS. Não existem cláusulas restritivas e de “covenants”financeiros para este contrato.• BNDES - FINEM - tem como finalidade principal o investimento na expansão emelhoria do sistema elétrico da Companhia.(i) FINEM (imobilizações de 1998 a 2001) - as amortizações foram mensais, e foioferecido como garantia a arrecadação da venda de energia, no montante equivalentea 1,4 vezes o valor correspondente ao serviço da dívida, assim entendido comoprincipal e juros.Adicionalmente, a Companhia obrigou-se ao pagamento destes contratos,prioritariamente à distribuição de dividendos superiores ao mínimo obrigatório e dejuros sobre o capital próprio. A Companhia também se obrigava a manter o nível decapitalização: Patrimônio Líquido dividido pelo Ativo Total, igual ou superior a 40,0%.Este financiamento foi liquidado em setembro de 2007.(ii) FINEM (imobilizações de 2003 a 2005) - linha de crédito atrelada em 80,0% à TJLPe 20,0% à Cesta de moedas (UMBNDES), com amortizações mensais e jurostrimestrais durante o período de carência, e após a carência juros mensais, tendocomo garantias conta reserva (Fundo de investimento de longo prazo - vide nota 5) ea arrecadação da venda de energia, no montante equivalente a 1,4 vezes o valorcorrespondente ao serviço da dívida, assim entendido como principal e juros.Adicionalmente, a Companhia poderá realizar o pagamento de juros sobre o capitalpróprio ou de dividendos cujo somatório exceda o mínimo obrigatório, desde quecomprove ao BNDES a manutenção dos seguintes índices:- Endividamento Financeiro Líquido dividido pelo LAJIDA, menor ou igual a 3,0;- Endividamento Financeiro Líquido dividido pelo Endividamento Financeiro Líquidoadicionado ao Patrimônio Líquido, menor ou igual a 0,5;A Companhia contratou operações de “swap” cambial até dezembro de 2007, para asparcelas vencíveis do financiamento atreladas à cesta de moedas (vide nota 29).(iii) FINEM (imobilizações de 2006 a 2007) - linha de crédito atrelada à TJLP, compagamento de juros trimestrais durante o período de carência e, após este prazo,amortização mensal de principal e juros. Este financiamento possui como garantia aconta reserva (Fundo de investimento de longo prazo - vide nota 5), destinada aacolher os recursos necessários para a formação do fundo de liquidez (equivalente aovalor do serviço da dívida), e a arrecadação da venda de energia no montante de 1,3vezes o valor da próxima prestação mensal de principal e juros. Adicionalmente, aCompanhia deverá manter os seguintes indicadores financeiros:- Endividamento Financeiro Líquido dividido pelo LAJIDA , menor ou igual a 2,5;- Endividamento Financeiro Líquido dividido pelo Endividamento Financeiro Líquidoadicionado ao Patrimônio Líquido, menor ou igual a 0,5.• Banco Itaú BBA - Cédula de Crédito Bancário (CCB) - em abril de 2004 aCompanhia tomou financiamento junto ao Banco Itaú BBA, no montante deR$ 100.000, tendo como finalidade o suprimento de recursos necessários à operaçãoda Companhia. Originalmente este financiamento tinha carência de 24 meses doprincipal, e após este período, amortizações mensais e garantias constituídas porfianças da CPFL Energia S.A., CPFL Serra Ltda. e recebíveis no montante deR$ 38.000. Em 31/03/2006 foi realizada a repactuação deste contrato alterando ascondições para pagamento de juros semestrais, pagamento do principal em parcelaúnica em 09/03/2011, redução de custos e a eliminação das garantias. Em 01/03/2007foi realizada uma segunda repactuação, a qual reduziu novamente o custo dofinanciamento de 109,0% do CDI para 106,0% do CDI.Existem cláusulas restritivas quanto à alteração ou modificação da composição doCapital Social, se a VBC Energia S.A. deixar de ser uma das controladoras indiretas daCompanhia, nos termos do Acordo de Acionistas da CPFL Energia S.A. ou se aCompanhia sofrer processo de cisão, incorporação ou fusão que represente alteraçãode controle direto, sem a prévia e expressa anuência do credor.Adicionalmente, este empréstimo exige o cumprimento de “covenants” financeiros,como segue:- EBITDA dividido pelas Despesas Financeiras Líquidas, igual ou maior a 1,6;- Endividamento Líquido dividido pelo EBITDA, igual ou inferior a 2,7.• Banco Santander - destinado ao financiamento do capital de giro da Companhia.O prazo deste contrato foi de 36 meses, sendo 18 meses de carência do principal e,após, as parcelas de principal e juros foram pagas trimestralmente. Não existiramgarantias para este contrato. Em março de 2007 foi realizada a repactuação destefinanciamento, a qual reduziu seu custo.O contrato exigiu o cumprimento de “covenants” financeiros, como segue:- EBITDA dividido pelas Despesas Financeiras Pagas, maior ou igual a 2,0;- Dívida Financeira dividida pelo EBITDA, igual ou inferior a 3,5.Esse financiamento foi liquidado em julho de 2007.• Banco Santander - refere-se ao repasse de recursos captados pelo banco em reaisno exterior. O financiamento foi captado para financiar as necessidades de caixaprojetadas para o ano de 2006 e alongar o prazo da dívida, bem como reduzir custosa passivos então contratados, liquidados por ocasião do presente financiamento.O prazo deste contrato é de 720 dias. A amortização de principal e juros ocorrerá emparcela única na data de 21/01/2008. Não existem cláusulas restritivas e de“covenants” financeiros, nem garantias para este contrato.• FINEP - destina-se a custear, parcialmente, as despesas incorridas em estudos eprojetos de pesquisa e desenvolvimento para a otimização do desempenho da rede dedistribuição. O prazo deste contrato é de 49 meses, com carência de principal de 26meses e juros trimestrais durante o período de carência e mensais durante o períodode amortização, tendo como garantia deste contrato a arrecadação de venda deenergia. Não existem cláusulas restritivas ou “covenants” financeiros sobre estecontrato.• Banco ABN AMRO Real - refere-se ao repasse de recursos captados pelo banco emreais no exterior. Destina-se a financiar as necessidades de caixa projetadas para oano de 2006 e alongar o prazo da dívida, bem como reduzir custos relativos a passivosentão contratados, liquidados por ocasião do presente financiamento, cujosvencimentos estavam concentrados principalmente em 2006. Este contrato foi liberadoem três parcelas, com prazo de 24 meses e as amortizações de principal e jurosocorrerão respectivamente em 22/01/2008, 31/01/2008 e 25/02/2008. Não existemgarantias para este contrato.O contrato exige o cumprimento de “covenants” financeiros, como segue:- Endividamento Total dividido pelo EBITDA, igual ou inferior a 3,0;- Índice de cobertura de Juros igual ou superior a 2,0;- Endividamento Total Máximo dividido pela Capitalização, igual ou inferior a 0,55.• Banco do Brasil - destina-se a financiar as necessidades de caixa projetadas parao ano de 2006 e alongar o prazo da dívida, bem como reduzir custos relativos apassivos então contratados, liquidados por ocasião do presente financiamento.O prazo deste contrato é de 720 dias e a amortização de principal e juros ocorrerá emparcela única na data de 22/01/2008. Não existem cláusulas restritivas e de“covenants” financeiros, nem garantias para este contrato.• Banco do Brasil - refere-se ao repasse de recursos captados pelo banco no exteriore convertidos à moeda nacional na forma da Resolução 2770, do Conselho MonetárioNacional. Destina-se a financiar as necessidades de capital de giro projetadas para oano de 2007. O prazo deste contrato é de 714 dias e a amortização de principale juros ocorrerá em parcela única na data de 11/09/2009. Não existemcláusulas restritivas e de “covenants” financeiros, nem garantias para este contrato.

Condições Restritivas:As debêntures estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulasque requerem da Companhia a manutenção de determinados índices financeiros emparâmetros pré-estabelecidos. Os principais índices são os seguintes:Segunda emissão:a) redução do Capital Social e/ou alteração do Estatuto Social que implique aconcessão de direito de retirada aos acionistas da Companhia emmontante que possaafetar direta ou indiretamente, o cumprimento das obrigações pecuniárias daCompanhia previstas na Escritura de Emissão;b) transferência ou a cessão, direta ou indireta, do controle societário, ou ainda aincorporação, fusão ou cisão, excetuada a hipótese de alienação do controle diretopara a CPFL Energia S.A. e/ou para uma subsidiária integral da CPFL Energia S.A.;c) a VBC Participações S.A. deixar de deter participação majoritária dentre asControladoras, ou a VBC Participações S.A., a PREVI e/ou a Bonaire ParticipaçõesS.A. deixarem de deter, em conjunto, o controle direto ou indireto da Companhia.d) Dívida Total dividida pelo EBITDA, menor ou igual a 3,0;e) EBITDA dividido pelas Despesas Financeiras, maior ou igual a 2,0;f) Dívida Total dividida pela Capitalização Total, menor ou igual a 0,55.Terceira emissão:(i) realização de redução do Capital Social da Companhia e/ou da CPFL Energia S.A.,sem que haja anuência prévia dos titulares das debêntures;(ii) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária daCompanhia, exceto se:- após a conclusão da referida operação ao menos duas das seguintes acionistas,Votorantim Energia S.A., Camargo Corrêa Energia S.A. e Caixa Previdência dosFuncionários do Banco do Brasil - Previ mantenham, a maioria das ações vinculadasao bloco de controle;- ou tais operações forem previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos emAssembléia Geral de Debenturistas.(iii) alteração do atual controle da Companhia sem prévia aprovação dosDebenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas, excetuada a hipótesede alteração do controle da Companhia desde que, após a conclusão da referidaoperação, ao menos duas das acionistas mantenham a maioria das ações vinculadasao bloco de controle.A Administração da Companhia entende que as cláusulas restritivas e os “covenants”financeiros vêm sendo adequadamente atendidos.O saldo de longo prazo tem seus vencimentos assim programados:Ano do vencimento 2007 20062009 203.800 180.8002011 26.200 26.2002013 100.000 –Total 330.000 207.000

14. DEBÊNTURESCaracterísticas da Emissão de Debêntures 2007 2006

Quantidadeem Circulante Não Circulante Não

Emissão Série Circulação Remuneração Encargos Principal Total Circulante Encargos Principal Total Circulante2ª emissão 1ª 2.620 IGP-M + 9,6% 3.660 – 3.660 26.200 2.692 – 2.692 26.2002ª emissão 2ª 20.380 106% do CDI 5.584 – 5.584 203.800 6.644 23.000 29.644 180.8003ª emissão 1ª 1 CDI + 0,60% 888 – 888 100.000 – – – –Total 23.001 10.132 – 10.132 330.000 9.336 23.000 32.336 207.000

15. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS2007 2006

Vcto Vcto Juros Circulante Não Circulante NãoInstituição Indexador inicial final % a.a. Principal Encargos Total Circulante Principal Encargos Total CirculanteMoeda nacionalFundaçãoELETROCEEE INPC 31/08/97 31/07/12 9,0 3.279 – 3.279 11.749 3.129 – 3.129 14.340Consumidores IGPM – – 6,2 15.295 – 15.295 580 16.232 – 16.232 1.889Eletrobrás RGR 30/08/02 30/03/19 6,0 a 6,5 418 22 440 4.743 1.450 17 1.467 4.027BNDES - Programa deapoio emergencial SELIC 17/03/03 15/02/08 1,0 491 2 493 – 2.735 22 2.757 494BNDES - FINEM TJLP 15/12/99 17/12/12 3,5 a 5,0 47.214 550 47.764 88.976 41.433 615 42.048 94.494BNDES - FINEM UMBNDES 15/01/05 15/01/09 4,5 3.734 17 3.751 311 4.486 44 4.530 4.860Banco Itaú BBA 106,0% CDI 27/07/04 09/03/11 – – 3.425 3.425 100.000 – 4.243 4.243 100.000Banco Santander 105,0% CDI 25/10/04 12/07/07 – – – – – 7.714 231 7.945 –Banco Santander 104,5% CDI 21/01/08 21/01/08 – 45.000 12.690 57.690 – – – – 51.332FINEP TJLP 15/07/04 15/07/10 4,0 480 5 485 760 478 7 485 1.235Banco ABN AMRO Real 107,5% CDI 22/01/08 25/02/08 – 65.000 19.419 84.419 – – – – 73.450Banco do Brasil 105,0% CDI 22/01/08 22/01/08 – 30.000 8.481 38.481 – – – – 34.220Banco do Brasil IENE 11/09/09 11/09/09 5,7 – – – 27.140 – – – –Operações de “swap” (vide nota 31) – (995) (995) 594 – 1.857 1.857 495Total 210.911 43.616 254.527 234.853 77.657 7.036 84.693 380.836IGPM: Índice Geral de Preços do Mercado TJLP: Taxa de Juros de Longo PrazoINPC: Índice Nacional de Preços ao Consumidor UMBNDES: Unidade de Moeda do BNDESRGR: Reserva Global de Reversão CDI: Certificado de Depósito InterfinanceiroSELIC: Sistema Especial de Liquidação e Custódia de Títulos Públicos IENE: Moeda Japonesa

12. DIFERIDO2007 2006

Gastos com implantação de sistemas e outros 36.364 29.335Benfeitoria em propriedade de terceiros 12.138 4.730Amortização acumulada (18.281) (14.992)Total 30.221 19.073Gastos com implantação de sistemasOs gastos com implantação de sistemas e outros estão representados, em suamaioria, pelas despesas com a implantação de sistema administrativo e financeiro eestão sendo amortizados pelo período de 10 anos.Benfeitoria em propriedade de terceirosAs benfeitorias, em sua maioria, estão sendo executadas para adequação das novasinstalações da Companhia na cidade de Caxias do Sul.13. FORNECEDORES

2007 2006Fornecedores de energia elétricaCompanhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE 9.880 –Eletrobrás - Repasse de Itaipu 24.250 23.630Tractebel Energia 57.695 48.348AES Uruguaiana Empreendimentos 28.290 24.587Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica 3.813 4.079CPFL Comercialização Brasil 6.791 11.010Outros 184 83

130.903 111.737Encargos de uso da rede elétricaUso da conexão 3.343 3.312Uso da rede básica 14.287 14.290Transporte de energia 993 898

18.623 18.500Comercialização - CCEE (vide nota 30) 640 219Material e serviços 25.844 14.480Total fornecedores 176.010 144.936

(*) No segundo trimestre de 2007, foi revertida a reavaliação de intangíveis, conformedeterminação da CVM Ofício CVM/SEP/GEA-1/n° 276/2007 de 18 de julho de 2007.A reavaliação de intangíveis refere-se, exclusivamente, as servidões (vide letra c).g) Ágio na incorporação da controladoraO ágio decorre da incorporação da sua controladora DOC 3 Participações S.A.,realizada em 13 de julho de 1998, fundamentado na expectativa de resultados futuros,calculado através da metodologia do fluxo de caixa descontado, cujos resultadosprojetados previam amortizações lineares de 10,0% a.a. Esse ágio foi classificado noativo diferido até 31 de dezembro de 2003, em conformidade com a Lei n° 6.404/1976e a Instrução CVM nº 247/1996.Durante o exercício de 2004, o saldo do ágio foi transferido para o ativo imobilizado eestá sendo amortizado pelo prazo remanescente da concessão, segundo a curvabaseada na projeção de resultados futuros, sendo ambas as alterações de formaretroativa a 1º de janeiro de 2004, em consonância com a Resolução ANEELn° 166/2004. A curva de amortização do ágio foi alterada pela ANEEL, conforme oOfício 564/2005 de 13/04/2005.A CVM, através do Ofício CVM/SEP/GEA-1 n° 197/2004, encaminhado à ANEEL,manifestou concordância com a alteração no prazo de amortização do saldo do ágio etambém com a reclassificação contábil do saldo do ágio do ativo diferido para o ativoimobilizado intangível.Abaixo informamos as taxas de amortização do ágio para os últimos exercícios e paraos próximos cinco anos, conforme Ofício 564/2005:Exercício %2006 2,982007 3,672008 4,502009 4,032010 3,762011 3,73

CNPJ nº 02.016.439/0001-38



Adicionalmente, a Companhia contratou operações de “swap” cambial do montante deprincipal deste contrato, com vencimento em 11/09/2009 (vide nota 29).As cláusulas restritivas e os “covenants” financeiros estão sendo adequadamenteatendidos pela Companhia.As parcelas de longo prazo desses empréstimos vencem como segue:Ano do vencimento 2007 20062008 – 208.6562009 54.809 18.3322010 26.874 18.1102011 126.206 117.480Após 2011 26.964 18.258Total 234.853 380.83616.TAXAS REGULAMENTARES

2007 2006Reserva global de reversão - RGR 1.492 607Conta de desenvolvimento energético - CDE 4.856 4.592Conta consumo de combustível - CCC 4.165 11.441Taxa de fiscalização ANEEL 276 253Total 10.789 16.893A reserva global de reversão (RGR) é um fundo de reserva gerenciado pela Eletrobrás,como órgão do Governo Federal, designado para prover fundos para pagamentos aosconcessionários, até a expiração de suas concessões, data em que a Companhia seráreembolsada pelo valor do ativo permanente líquido, registrado nos livros. Em 3 dejaneiro de 1996, o Decreto n° 1.771 instituiu a taxa de RGR de 2,5% do imobilizado emserviço, limitado a 3,0% do total da receita operacional bruta, deduzida do ICMS.A conta de desenvolvimento energético (CDE) é uma contribuição feita pelaCompanhia que visa financiar o desenvolvimento energético dos Estados e acompetitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas de energia, comofontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineralnacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados e promover auniversalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.A conta consumo de combustível (CCC) é uma contribuição feita pela Companhia parafinanciar o custo do combustível utilizado nos processos de operações de energiatermoelétrica no sistema energético brasileiro.17.TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

2007 2006Imposto sobre circulação de mercadoriase serviços - ICMS 28.290 33.181Programa de integração social - PIS 1.731 2.045Contribuição para financiamentoda seguridade social - COFINS 7.983 9.431Contribuição social sobre o lucro líquido - CSLL – 1.783Imposto de renda pessoa juridica - IRPJ – 5.825Outras 4.390 2.954Total 42.394 55.21918. DIVIDENDOSOs dividendos decorrentes do lucro foram apurados como segue:

2007 2006Lucro líquido do exercício 164.683 121.012Reserva legal (5,0%) – (6.050)Dividendos sobre o lucro líquido 164.683 114.962Realização da reserva de reavaliação 15.159 14.249Base de cálculo para os dividendos 179.842 129.211Dividendos obrigatórios 45.800 32.906Saldo remanescente 134.042 96.305Dividendos propostos 179.842 129.211Dividendos intermediários (i) (77.321) –IRRF Pago (ii) (8.730) –Saldo dividendos propostos 2007 93.791 129.211O estatuto social da Companhia prevê a distribuição aos acionistas do dividendoobrigatório de 25,0% do lucro líquido, ajustado nos termos da lei, e considera paraações preferenciais dividendos 10,0% maior do que o atribuído às ações ordinárias.O saldo remanescente do lucro terá sua destinação integral proposta nasdemonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela Assembléia GeralOrdinária.O dividendo proposto por grupo de mil ações em 31 de dezembro de 2007 são deR$ 226,60 para as ações preferenciais e de R$ 206,00 para ações ordinárias(em 31 de dezembro de 2006 são de R$ 172,95 para ações preferenciais e deR$ 157,23 para as ações ordinárias).(i) Em Reunião Ordinária do Conselho de Administração realizada em agosto de 2007,foi aprovado a distribuição dos dividendos intermediários no valor de R$ 77.321,referente ao resultado apurado de janeiro à junho de 2007, conforme informaçõestrimestrais (ITR), arquivadas na Comissão de Valores Mobiliários - CVM em agosto de2007.O dividendo por grupo de mil ações foi de R$ 103,49 para as ações preferenciaise R$ 94,08 para as ações ordinárias.(ii) Em Reunião da Diretoria realizada em 26 de novembro de 2007 foi aprovada adeclaração de Juros sobre o Capital Próprio (JCP) no valor bruto de R$ 58.199 a serimputado no dividendo mínimo obrigatório do exercício social de 2007. O imposto derenda sobre o JCP foi recolhido ainda em 2007 no valor de R$ 8.730.Em 31 de dezembro de 2007 a Companhia possui na conta de dividendos a pagaro valor de R$ 710 referente a exercícios anteriores (R$ 790 em 31 de dezembrode 2006).19. CONTAS A PAGAR DE APOSENTADORIAS INCENTIVADASPor força do edital de privatização, a Companhia é responsável pelo pagamento dobenefício de complementação da aposentadoria por tempo de serviço que tenha sidoconcedida pelo INSS aos participantes da Fundação CEEE de Seguridade Social -ELETROCEEE, que não tenham ainda cumprido todos os requisitos para a obtençãodo benefício. Dessa forma, a Companhia provisionou os valores, apurados através decálculo atuarial, dos compromissos futuros relativos às complementações salariais aserem pagas aos participantes ou repassados à Fundação CEEE, ajustados ao valorpresente pela taxa de 12,0% a.a.A suplementação da aposentaria é do tipo benefício definido, com nível de benefíciode 100,0% da média dos últimos 36 salários, incluindo o benefício da PrevidênciaSocial, com um Ativo Líquido Segregado administrado pela ELETROCEEE(na condição de Entidade Fechada de Previdência Complementar).Adicionalmente, a Companhia procedeu, através de empresa atuarial independente, aavaliação do passivo atuarial decorrente desse benefício, de acordo com aDeliberação CVM n° 371/2000, optando pelo reconhecimento do passivo atuarial noresultado ao longo dos exercícios de 2002 a 2006. O ajuste no resultado daCompanhia até 31 de dezembro de 2007 foi uma receita de R$ 3.532 (R$ 1.945 dereceita até 31 de dezembro de 2006), contabilizado na rubrica de despesas gerais eadministrativas - pessoal.A seguir demonstramos a composição destes efeitos:

2007Ajuste a Não

Valor bruto valor Circu- circu-Descrição original presente Líquido lante lanteComplemento de aposentadoria 14.585 (2.768) 11.817 4.254 7.563Contribuição à Fundação 1.406 (439) 967 4 963Deliberação CVM n° 371/2000 (3.520) – (3.520) (3.520) –Total 12.471 (3.207) 9.264 738 8.526

2006Ajuste a Não

Valor bruto valor Circu- circu-Descrição original presente Líquido lante lanteComplemento de aposentadoria 20.350 (4.381) 15.969 5.121 10.848Contribuição à Fundação 1.357 (408) 949 – 949Deliberação CVM n° 371/2000 12 – 12 12 –Total 21.719 (4.789) 16.930 5.133 11.797O saldo de longo prazo vence conforme segue:Ano do vencimento 2007 20062008 2.778 3.9632009 2.033 2.7962010 1.121 1.8482011 596 1.015Após 2011 1.998 2.175Total 8.526 11.797

Principais resultados da avaliação atuarial relativo à Deliberação CVM n° 371/2000:a) Conciliação dos ativos e passivos:

2007 2006Valor presente das obrigações atuariais (158.354) (122.230)Valor justo dos ativos do plano 192.306 165.387Ativo atuarial - líquido 33.952 43.157Ajustes por diferimentos permitidosGanhos atuariais não reconhecidos (26.913) (43.169)Ativo/(Passivo) atuarial líquido 7.039 (12)Redução de 50% no Ativo Atuarial (*) 3.520 –Ativo/(Passivo) atuarial líquido reconhecido no balanço 3.520 (12)(*) Plano com custeio normal paritário entre a patrocinadora RGE e os participantes, e,portanto foi reconhecido somente 50%.b) Movimentação dos ativos e passivos:

2007 2006Movimentação dos ativos do planoValor justo dos ativos no início do ano 165.387 140.903Contribuições da patrocinadora 79 106Contribuições de participantes 85 57Rendimento efetivo dos ativos 32.292 28.756Benefícios pagos no ano (5.537) (4.435)Valor justo dos ativos do plano ao final do ano 192.306 165.387Movimentação dos passivos do planoValor das obrigações no início do ano (122.230) (114.323)Custo do serviço corrente bruto (900) (808)Juros sobre a obrigação atuarial (11.323) (12.743)Ganhos (perdas) atuariais (29.438) 1.209Benefícios pagos no ano 5.537 4.435Valor das obrigações calculadas ao final do ano (158.354) (122.230)c) (Receita) despesa reconhecida na demonstração de resultado:

2007 2006Custo do serviço corrente (900) (808)Contribuições esperadas dos participantes – 57Juros sobre obrigações atuariais (11.323) (12.743)Rendimento esperado dos ativos do plano 15.336 15.709Amortização da obrigação atuarial inicial – (2.543)Reconhecimento de ganhos atuariais 3.859 2.167Receita (despesa) apropriada segundo CVM n° 371 6.972 1.839Contribuição da patrocinadora (efetivamente apropriada) 79 106Total da receita (despesa) reconhecida (*) 7.051 1.945(*) Plano com custeio normal paritário entre a patrocinadora RGE e os participantes,e portanto foi reconhecido somente 50%.d) Premissas econômicas, financeiras e demográficas:

2007 2006Taxa nominal de juros (desconto)para avaliação do custo do serviçocorrente e da obrigação atuarial total 10,24% a.a. 9,392% a.a.

Taxa de rendimento esperadasobre os ativos do plano 12,32% a.a. 9,392% a.a.

Taxa de crescimento salarial 6,08% a.a. 5,264% a.a.Índice de reajuste de benefíciosconcedidos de prestaçãocontinuada 4% a.a. 3,2% a.a.

Taxa de rotatividade nula [0,3% ÷ (t+1)] ondet=anos de serviço

Tábua geral de mortalidade qx - AT-83 GAM-83 (qx)Tábua de entrada em invalidez Light-Média (ix) Light-Média (ix)Tábua de mortalidadede inválidos qix=qx - AT-49 GAM-71 (qix=qx)Tábua de mortalidade Método de Hamza a partir Método de Hamza a partirde ativos dos valores adotados dos valores adotados

para qx/ix/qix para qx/ix/qixMétodo de avaliação atuarial Crédito unitário projetado Crédito unitário projetado20. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS


Provisão para férias 6.157 4.598 – –Prêmio assiduidade – – 628 659Provisões de encargos sociais - INSS/FGTS 1.658 1.711 233 247Outras 128 207 – –Total 7.943 6.516 861 90621. OUTRAS CONTAS A PAGAR


Programa de eficiência energética 14.810 14.160 13.990 5.985Pesquisa e desenvolvimento 8.842 15.927 11.737 7.101Encargos tarifários emergenciais 735 1.033 – –Contribuição de iluminação pública 6.142 3.233 – –Plano de participação nos resultados 5.350 4.150 – –Obrigações com consumidores 1.809 1.619 – –Outros 1.069 1.021 49 50Total 38.757 41.143 25.776 13.136Programa de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento (PEE e P&D)As concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica estãoobrigadas a aplicar, anualmente, no mínimo 1,0% de sua receita operacional líquida,deduzido as quotas anuais da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis e deDesenvolvimento Energético (CCC e CDE), e as despesas com os Programas dePesquisa e Desenvolvimento e de Eficiência Energética (P&D e PEE), conformedeterminado na Resolução Normativa n° 233 de 24 de outubro de 2006, em programasde eficiência energética e em pesquisa e desenvolvimento. A aplicação dessesrecursos está dividida em 0,50% para o PEE e 0,50% para a P&D. Os recursosrelacionados à P&D são aplicados da seguinte forma: 0,20% em projetos de pesquisae desenvolvimento, 0,20% para o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico eTecnológico - FNDCT e 0,10% para a Empresa de Pesquisa Energética - EPE.Em dezembro de 2005, através da Resolução n° 176/2005, a ANEEL determinouo provisionamento contábil dos gastos relacionados ao PEE pelo regime contábil

As ações preferenciais apresentam as seguintes características:• não têm direito a voto;• fazem jus ao recebimento de dividendo de 10,0% (dez por cento) maior que oatribuído às ações ordinárias, vinculados à existência de lucro, a ser distribuído nostermos da legislação em vigor;• tem prioridade no reembolso do capital em caso de liquidação da Companhia.O Estatuto Social da Companhia determina que o capital social poderá ser aumentado,na forma do artigo 168 da Lei 6.404/76, independentemente de reforma estatutária, ematé R$ 16.000, mediante a emissão de ações ordinárias e/ou preferenciais. Até o limitedo capital autorizado, poderão ser emitidas ações ou bônus de subscrição pordeliberação do Conselho de Administração, independentemente de reformaestatutária. Competirá ao Conselho de Administração fixar o preço de emissão e onúmero de ações a serem emitidas, bem como o prazo e condições de subscrição eintegralização, exceção feita à subscrição de ações para realização em bens, quedependerá da aprovação da Assembléia Geral, observados os procedimentos contidosno artigo 8° da Lei 6.404/76.Em 14 de março de 2007 a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através doDespacho n° 669, aprovou o seguinte:I - os critérios constantes dos laudos contábeis adotados para o descruzamentosocietário da Rio Grande Energia S.A. RGE, mediante transferência de ativos eredução de capital, na Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL, implicando

transferência do controle direto da Companhia para a CPFL Energia S.A.;II - o aporte de capital na CPFL Serra Ltda. com o investimento e o ágio recebidos daCPFL Paulista, e a incorporação reversa da CPFL Serra pela Companhia;III - estabelecer que o ágio incorporado seja amortizado proporcionalmente à curva dolucro líquido projetado da Companhia pelo prazo remanescente da concessão.Em 14 de março de 2007 em Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária daCompanhia Paulista de Força e Luz foi aprovada a redução de capital, mediante aconseqüente restituição ao único acionista da Companhia, a CPFL Paulista, do ativono valor total de R$ 1.050.411, correspondente a 440.614.769 ações ordinárias e100.443.908 ações preferenciais de emissão da RGE, das quais a CPFL Paulista étitular, além do montante de ágio líquido de amortização relativo à aquisição departicipação na RGE, sendo referido valor correspondente ao obtido no Laudo deAvaliação.Também nesta data foi realizada a 9ª alteração do Contrato Social da CPFLSerra Ltda, pela qual foi aprovado o aumento de capital de R$ 1.050.411 relativo aoinvestimento na RGE de R$ 562.885 mil e ágio de R$ 487.526, através da subscriçãoda acionista CPFL Energia.Em 18 de setembro de 2007 em Assembléia Geral Extraordinária da RGE foi aprovadae efetivada a incorporação da CPFL Serra, em decorrência da incorporação a CPFLSerra é extinta e sucedida pela RGE no que tange a todos os seus direitos eobrigações, além das prescritas em lei.O ágio, registrado pela CPFL Serra de R$ 486.097, foi incorporado pela RGE,

23. PATRIMÔNIO LÍQUIDOO capital social da Companhia está assim distribuído em 31 de dezembro de 2007 e de 2006:

31/12/2007 31/12/2006Acionistas Ordinárias Preferenciais Total Ordinárias Preferenciais TotalCia. Paulista de Força e Luz – – – 440.614.769 100.443.908 541.058.677CPFL Energia 656.502.714 150.665.862 807.168.576 – – –Ipê Energia – – – 213.495.786 50.221.954 263.717.740521 Participações – – – 52.033 – 52.033VBC Energia – – – 52.033 – 52.033Conselho de Administração 6 – 6 1.046 – 1.046Ações em Tesouraria – – – 444.837 – 444.837Outros – – – 1.842.216 – 1.842.216Total das ações 656.502.720 150.665.862 807.168.582 656.502.720 150.665.862 807.168.582

de competência, bem como atualização financeira destes gastos pela SELIC.Adicionalmente, a Administração da Companhia decidiu provisionar pelo regimecontábil de competência, os gastos relacionados a P&D.Encargos tarifários emergenciaisA Resolução ANEEL n° 249/2002 estabeleceu os critérios e procedimentos paradefinição deste encargo, relativo à contratação de capacidade de geração ou potênciapela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE, os quais serãorateados pelos consumidores finais de energia elétrica de forma proporcional aoconsumo individual verificado, não se aplicando ao consumidor residencial classificadocomo de baixa renda. Os valores correspondentes a este encargo são repassados aCBEE após serem arrecadados dos consumidores.Contribuição de iluminação pública (CIP)A Emenda Constitucional n° 39/2002 institui a Contribuição de iluminação públicadestinado ao custeio do serviço de fornecimento de energia para alimentar a rede deiluminação pública instalada nas áreas urbanas e de expansão dos Municípios eDistrito Federal, inclusive manutenção a ser cobrada de todos os beneficiários doserviço, nos termos da Emenda Constitucional, previsto no Artigo 149-A daConstituição Federal.Obrigações com consumidoresEssas obrigações referem-se a contas pagas em duplicidade e/ou ajustes defaturamento a serem compensados ou restituídos aos consumidores.22. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS E DEPÓSITOS JUDICIAIS

2007 2006Depó- Depó

Prová- Provi- sito Prová- Provi- sitoNatureza Possível vel são Judicial Possível vel são JudicialTrabalhista 16.733 19.807 19.807 26.303 8.421 18.898 18.898 19.500Cível 175.810 10.983 10.983 25.486 241.996 10.900 10.740 8.679Tributária 291.570 20.083 20.083 5.219 246.342 20.246 20.246 4.868Regulatória 14.475 5.359 5.359 15.147 14.475 5.359 5.359 15.296Total 498.588 56.232 56.232 72.155 511.234 55.403 55.243 48.343A movimentação da provisão neste exercício está demonstrada a seguir:

Saldo em Saldo emNatureza 31 dezembro 2006 Adições Baixas 31 dezembro 2007Trabalhista 18.898 3.147 (2.238) 19.807Cível 10.740 8.124 (7.881) 10.983Tributária 20.246 1.036 (1.199) 20.083Regulatória 5.359 – – 5.359Total 55.243 12.307 (11.318) 56.232Os processos que configuram contingências prováveis estão suficientementeprovisionados, de acordo com a estimativa de perda da Administração da Companhia,suportada pela avaliação constante dos relatórios dos consultores jurídicos daCompanhia.Dos processos em análise, constata-se a existência de causas de natureza:(i) trabalhista, (ii) cível, (iii) tributária e (iv) regulatória, das quais podemos citar o quesegue:(i) o total das causas na esfera da justiça do trabalho é de 1.088 processos, os quaisversam sobre: adicional de horas extras, adicional de periculosidade, indenização porsobreaviso e reconhecimento da relação de emprego, entre outras. Do total dasreclamações na justiça do trabalho, cerca de 84,55% são provenientes de ex-funcionários da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE, os quais nuncatrabalharam na Companhia ou tiveram seus contratos transferidos. Para as demaiscausas, 11,31% são oriundas de funcionários contratados pela Companhia e 4,14%advém de reclamações ajuizadas por terceirizados.(ii) as causas cíveis e demais versam sobre as seguintes reclamações: danos emaparelhos causados pelas redes elétricas, ilegalidade de majoração de tarifa, pedidode indenização por corte de luz, devolução de valores pagos a maior na época doPlano Cruzado, anulação de débitos cobrados com base em recuperação do consumoe indenização por danos em geral causados pela rede elétrica, devolução de valoresaos consumidores decorrentes de obras realizadas, entre outras. Constituem-se emum total de aproximadamente 15.167 ações, sendo que 270 são consideradasrelevantes. A Companhia mantém, em 31 de dezembro de 2007, para fins de coberturade risco de responsabilidade civil, apólice de seguro com cobertura de até R$ 6.000(R$ 6.000 em 31 de dezembro de 2006). Adicionalmente, existem processosambientais que versam sobre eventuais cortes de árvores procedidos pela Companhiadevido a riscos para as redes de energia e consumidores.(iii) dentre as principais causas tributárias, destacamos:• em dezembro de 2004 a Companhia sofreu autuação fiscal da Secretaria da ReceitaFederal, para os seguintes assuntos:a) IRPJ e CSLL sobre o período anterior a alteração do prazo de amortização do ágio(vide nota 11.g);b) PIS e COFINS sobre a atualização financeira pela SELIC, da conta decompensação de variações de itens dos custos não-gerenciáveis (CVA);c) IRPJ e CSLL sobre as diferenças de taxas de depreciação entre o laudo dereavaliação e as taxas ANEEL.• autuação da Secretária da Receita Federal relativo a ausência de recolhimento demulta de ofício em denúncia espontânea para pagamento de PIS/COFINS;• o pedido de suspensão da eficácia das decisões da Secretaria da Receita Federalpara considerar a dedutibilidade, para fins de apuração de imposto de renda econtribuição social, dos valores relativos a complementação de aposentadoria aempregados aposentados da Companhia (beneficiários da Fundação ELETROCEEE);• cobrança da taxa de uso de solo pelas prefeituras municipais e outras autarquiasestaduais;• autuação da Secretaria da Receita Estadual relativo a ausência de recolhimento demulta de ofício em denúncia espontânea para pagamento de ICMS.(iv) as principais contingências de natureza regulatória são as seguintes:• o aditamento ao contrato de mútuo entre a Companhia e sua ex-subsidiária integralSul Geradora Participações S.A., alterando o índice de encargos da dívida, nãosubmetidos à anuência da ANEEL;• o aval da Companhia para o empréstimo tomado pela sua ex-subsidiária integral SulGeradora Participações S.A. junto ao BankBoston, não submetidos à anuência da ANEEL;• atendimento das metas dos indicadores de continuidade DEC - Duração equivalentede interrupção por cliente e FEC - Freqüência equivalente de interrupção porconsumidor, relativas aos anos de 2003 a 2005;• atendimento dos níveis de tensão de fornecimento na área de concessão, relativasaos anos de 2001 a 2006.

CNPJ nº 02.016.439/0001-38



em benefício de todos os seus acionistas, conforme procedimentos definidos nasInstruções CVM n° 319/1999 e n° 349/2001.A Incorporação ocorreu por meio da transferência do acervo líquido da CPFL Serrapara o patrimônio da RGE, sendo que as 804.776.417 de ações (654.110.555 açõesordinárias e 150.665.862 ações preferenciais) nominativas de emissão da RGE,detidas pela CPFL Serra, foram canceladas. Em substituição das ações canceladas,foram emitidas e distribuídas ações, de forma que a acionista CPFL Energia passe aser detentora de 804.776.417 ações, sendo 654.110.555 ações ordinárias e150.665.862 ações preferenciais.Em decorrência da Incorporação, o capital social da RGE foi aumentado em R$ 467,sem emissão de novas ações. Dessa forma o capital social da RGE passou a serde R$ 830.924, dividido em 656.502.720 ações ordinárias, sem valor nominal

24. RECEITA OPERACIONALConsumidores GWh R$

2007 2006 2007 2006 2007 2006ConsumidoresResidencial 875.711 847.711 1.612 1.492 743.555 722.849Industrial 31.619 29.845 2.507 2.547 803.555 781.922Comercial 100.453 96.754 936 849 417.394 399.495Rural 140.688 136.680 955 897 169.990 154.184Poder público 10.149 10.015 127 120 60.693 59.763Iluminação pública 272 254 220 224 50.331 51.032Serviço público 1.477 1.415 190 188 65.318 67.530Consumo próprio 121 107 2 2 – –

Fornecimento faturado 1.160.490 1.122.781 6.549 6.319 2.310.836 2.236.775OutrosFornecimento não faturado do exercício – – – – 82.878 84.486Fornecimento não faturado do exercício anterior – – – – (84.946) (61.475)Encargos tarifários emergenciais – – – – 33 257

Total fornecimento energia 1.160.490 1.122.781 6.549 6.319 2.308.801 2.260.043Suprimento energia 6 6 337 342 42.980 35.341Receita pela disponibilização da rede elétrica – – – – 71.017 53.884

Total fornecimento e suprimento 1.160.496 1.122.787 6.886 6.661 2.422.798 2.349.268Outras receitas – – – – 31.429 32.775

Total receita bruta 1.160.496 1.122.787 6.886 6.661 2.454.227 2.382.043

e 150.665.862 ações preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal.Em 18 de dezembro de 2007, através de Assembléia Geral Extraordinária, foiaprovada e declarada efetivada a incorporação da totalidade das ações de emissão daCompanhia detidas pelos acionistas não controladores, pela CPFL Energia S.A., nostermos do Protocolo e Justificação de Incorporação das Ações, convertendo-a emsubsidiária integral. A relação de troca, com base nos laudos a valor econômico, foipara cada lote de 15,5126288900 ações ordinárias ou preferenciais da RGEcorrespondente a 1 (uma) ação ordinária de emissão da CPFL Energia. Emdecorrência dessa migração, as ações em tesouraria foram convertidas em ações daCPFL Energia conforme relação de troca, gerando uma participação recíproca a qualserá eliminada conforme prazo legal.O valor patrimonial da ação, por grupo de mil, em 31 de dezembro de 2007 é deR$1.634,51 (R$1.404,87 em 31 de dezembro de 2006).

25. CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICAQuantidade GWh R$

Energia elétrica comprada para revenda 2007 2006 2007 2006Companhia Estadual de Energia Elétrica – – – 132Companhia de Geração Térmicade Energia Elétrica 377 452 29.613 34.868

Eletrobrás - Repasse de Itaipu 1.499 1.496 121.550 111.745Tractebel Energia 4.248 3.511 491.163 394.465AES Uruguaiana Empreendimentos 1.244 1.243 148.091 131.560CPFL Comercialização Brasil 511 1.069 43.664 88.364Programa de incentivo a fontesalternativas de energia elétrica 79 31 12.608 7.575

Outros 24 13 5.230 9727.982 7.815 851.919 769.681

Variação de custos da parcela “A” - CVA – – (10.165) 10.9297.982 7.815 841.754 780.610

Encargos de uso do sistema detransmissão e distribuiçãoEncargos da rede básica – – 118.785 117.974Encargos de transporte de Itaipu – – 8.066 7.776Encargos de conexão – – 24.138 24.279Encargos de serviços do sistema – – – 3.814

– – 150.989 153.843Variação de custos da parcela “A” - CVA – – 16.627 17.417

– – 167.616 171.260Total 7.982 7.815 1.009.370 951.87026. DESPESAS OPERACIONAIS

2007 2006Despesas com vendasPessoal 19.033 20.153Material 765 1.053Serviços de terceiros 16.921 19.589Arrendamentos e aluguéis 799 701Depreciação e amortização 7.068 7.776Provisão para crédito de liquidação duvidosa 12.988 13.335Telecomunicações e transmissão de dados 6.020 5.330Indenizações a consumidores 1.937 1.433Recuperação de despesas (4.098) (4.469)Outras 2.434 2.116

63.867 67.017Despesas gerais e administrativasPessoal 18.173 17.654Administradores 2.212 2.312Material 374 538Serviços de terceiros 21.407 15.914Arrendamentos e aluguéis 2.552 2.737Depreciação e amortização 8.952 9.348Contingências 6.360 15.161Telecomunicações e transmissão de dados 1.156 1.211Propaganda e publicidade 1.474 1.319Investimentos em cultura 2.927 2.707Seguros 820 1.069Taxa de fiscalização ANEEL 3.243 3.084Outras 2.880 2.362

72.530 75.416Amortização do Ágio 18.501 15.023Total 154.898 157.45627. RECEITAS E DESPESAS FINANCEIRAS

2007 2006Receitas financeirasRenda de aplicações financeiras 7.761 5.134Acréscimos moratórios 26.973 27.191Variações monetárias 3.620 15.538PIS/COFINS sobre outras receitas 174 3.457Outras 2.199 1.214Total 40.727 52.534Despesas financeirasEncargos de dívidas (77.945) (90.142)Despesas bancárias (511) (392)Variações monetárias (12.841) (11.266)Operações de “swap” 181 (3.178)CPMF (10.369) (9.773)IOF (479) (968)Outras (1.928) (1.747)Subtotal (103.892) (117.466)Juros sobre o capital próprio (nota 18) (58.199) –Total (162.091) (117.466)Despesas financeiras - líquidas (121.364) (64.932)CPMF - Contribuição provisória sobre movimentação ou transmissão de valores e decréditos e direitos de natureza financeira.IOF - Imposto sobre operações de crédito, câmbio e seguro, ou relativas a títulos evalores mobiliários.28. RESULTADO NÃO OPERACIONAL

2007 2006Receitas não operacionaisGanhos na alienação de bens do ativo imobilizado 120 166Ganhos na desativação de bens do ativo imobilizado – 314Outras receitas 113 2.259Total 233 2.739Despesas não operacionaisPerdas na alienação de bens do ativo imobilizado (1.707) (781)Perdas na desativação de bens do ativo imobilizado (27.728) (12.175)Outras despesas (395) (3.398)Total (29.830) (16.354)Despesas não operacionais - líquidas (29.597) (13.615)

29. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAISApresentamos os principais riscos operacionais que poderão afetar as condiçõesfinanceiras, os negócios e os resultados da Companhia, caso algum desses riscosvenha a se concretizar.a) Risco nas flutuações da taxa de câmbioO resultado da Companhia é afetado pelo risco nas flutuações das taxas de câmbio,visto que a Companhia possui passivos denominados em moeda estrangeira.Visandoreduzir esse tipo de risco, a Companhia contratou operações de “swap” para troca davariação cambial do dólar e “spread” para CDI. O “swap” oferece cobertura bastanteeficiente, mas não total do risco, visto que a variação da cesta de moedas não é igual,porém próxima à variação do dólar. O crédito decorrente do cupom está reconhecidocontabilmente no resultado de acordo com o rendimento auferido até a data deencerramento do período, tendo em vista a expressa intenção de não liquidação doscontratos de “swap” antes da liquidação das dívidas.Em 28 de setembro de 2007, a Companhia captou recursos junto ao Banco do Brasil(vide nota 15), repassados na forma da Resolução 2770 do Conselho MonetárioNacional, com operação de “swap” para a troca da variação cambial de Iene e “spread”para CDI, do montante de principal. Este “swap” oferece cobertura total do risco domontante principal.A seguir apresentamos as operações de “swap” comparativamente ao valor justodessas operações, para o qual utilizamos o método de cotação de mercado à data doencerramento do exercício:

Valor contábil Valor justo2007 2006 2007 2006

Empréstimos e financiamentosem moeda nacional (31.202) (9.390) (31.202) (9.390)Ativos de “hedge” 115.168 84.105 115.697 85.799Instrumentos de “hedge” (114.767) (86.457) (115.453) (86.852)Ajustes operações de “swap” 401 (2.352) 244 (1.053)Total ajustes operações de “swap” 401 (2.352) 244 (1.053)b) Risco nas flutuações da taxa de jurosEsse risco é oriundo da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por contade flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas aempréstimos, financiamentos e debêntures. As dívidas da Companhia estão sujeitasàs taxas de juros variáveis, principalmente CDI, TJLP e SELIC (vide nota 15).Assim, na hipótese de elevação das taxas de juros, poderá ocorrer o aumento doscustos e pagamentos do serviço da dívida, consequentemente os negócios, acondição financeira e o resultado das operações da Companhia poderão ser afetadosnegativamente pela ocorrência de maiores despesas financeiras.c) Risco de créditoA Companhia, por ser uma concessionária do serviço público de energia elétrica, estásujeita as regras previstas no contrato de concessão e regulamentações específicasda ANEEL, sendo obrigada, desta forma, a fornecer energia elétrica a todos osconsumidores localizados na sua área de concessão sem realizar previamente aanálise de crédito destes consumidores.Assim, para fins de recuperação da inadimplência, a Companhia atua através de:(i) interrupção do fornecimento de energia aos clientes inadimplentes; (ii) programasde renegociação dos débitos pendentes atrelados a garantias; e (iii) contratação dosserviços de empresas especializadas na cobrança de contas em atraso.d) Risco quanto à escassez de energiaO atual setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geraçãohidráulica de energia, enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração.As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade possibilitadapelos recursos hídricos do País. O controle do nível dos reservatórios efetuado peloOperador Nacional do Sistema - ONS busca otimizar o nível de água disponível parageração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivosreservatórios, além de manter certa quantia de água em reserva, para situações deemergência.Um período prolongado de escassez de chuva pode reduzir o volume de água dosreservatórios das usinas e resultar em perdas em função do aumento de custos naaquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa deracionamento, como o verificado em 2001. No ano de 2007, apesar da redução noultimo trimestre dos níveis dos reservatórios hídricos das regiões sudeste e nordeste,não houve necessidade de racionamento ou racionalização, visto que o OperadorNacional do Sistema - ONS utilizou os demais recursos de geração paraabastecimento do sistema interligado.e) Risco de mercadoA Companhia detém concessão para distribuir energia elétrica em 254 dos 497municípios do Estado do Rio Grande do Sul. Dentro de sua área de concessão, aCompanhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica aconsumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão.No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com aCompanhia na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados comoconsumidores livres. De forma geral, os consumidores potencialmente livres sãoaqueles cuja demanda excede 3 MW na tensão de 69 KV ou ainda os novosconsumidores atendidos em qualquer tensão que tiveram o início de fornecimento apartir de 1995 e que tenham demanda contratada igual ou maior que 3 MW.

2007 2006Riscos Data de vigência Valor do prêmio Importância segurada Importância seguradaRiscos nomeados - subestações 31/03/2007 a 31/01/2008 155 9.700 9.700Riscos nomeados - subestação móvel 31/03/2007 a 31/01/2008 93 5.440 4.300Riscos nomeados - lojas e depósitos 31/03/2006 a 31/03/2007 – – 15.875Responsabilidade civil 31/03/2007 a 31/01/2008 225 10.000 10.000Responsabilidade civil - administradores 01/02/2007 a 01/02/2008 63 35.410 42.760Responsabilidade civil - veículos 31/03/2006 a 31/03/2007 – – 1.000Total 536 60.550 83.635

No ano de 2007, a Companhia distribuiu energia a 54 consumidores livres, querepresentaram aproximadamente 10,2% da quantidade total de energia elétricadistribuída nesse período. Em termos de faturamento, a migração para o mercado livrenão provoca impacto sobre a margem de contribuição da Distribuidora, pois essesconsumidores pagam pelo uso da rede elétrica (TUSD). Mesmo que parte da receitadeixe de ser faturada, a Distribuidora tem seus custos com energia reduzidos naproporção da energia desses consumidores. Adicionalmente, consumidores comdemanda contratada igual ou superior a 500 kW podem adquirir energia de fontesrenováveis, como PCH’s (pequenas centrais hidrelétricas), biomassa e eólica.No ano de 2007, a Companhia forneceu energia elétrica a 377 consumidores com esseperfil de carga, representando aproximadamente 24,8% da energia elétrica distribuída.O aumento no número de consumidores livres passando a comprar energia elétrica deoutros fornecedores pode afetar de maneira adversa a participação de mercado daCompanhia, entretanto não causaria impacto sobre a margem de contribuição,considerando as tarifas atuais.f) Risco regulatórioA principal atividade comercial da Companhia, a distribuição de energia elétrica, é umserviço público e, portanto, está sujeita a um ambiente altamente regulamentado.Além disso, a ANEEL tem competência para regular e fiscalizar diversos aspectos dosnegócios da Companhia, inclusive determinar que as tarifas cobradas pela Companhiasejam reduzidas ou os investimentos sejam incrementados. Caso a Companhia sejaobrigada pela ANEEL a efetuar gastos adicionais imprevistos e não possa ajustar,tempestivamente, suas tarifas para repassar integralmente o valor de tais despesasadicionais, os resultados da Companhia poderão ser afetados adversamente.Além disso, o Governo Federal vem implementando mudanças significativas nalegislação do setor elétrico brasileiro durante os últimos anos, especialmentepor meio da Lei de Concessões do Setor Elétrico e da Lei do Setor Elétrico,além da regulamentação administrativa. Essas medidas tiveram por objetivodesvincular a autoridade regulatória do Governo Federal, aumentar o investimentoprivado na geração, transmissão e distribuição de energia no Brasil e incentivar acompetição no setor.Com a sua promulgação, em 15 de março de 2004, a Lei do Novo Modelo do SetorElétrico introduziu diversas modificações no ambiente de atuação das empresasdistribuidoras de energia elétrica, especificamente quanto a liberdade de exerceremoutras atividades não vinculadas ao serviço público concedido. Ou seja, futurasreformas no setor elétrico poderão afetar de maneira adversa os negócios e resultadooperacional da Companhia.g) Risco de preço dos serviçosA ANEEL tem por dever e obrigação estipular as tarifas de energia elétrica que aCompanhia cobra de seus consumidores, conforme poder estabelecido na legislaçãovigente do setor elétrico brasileiro. As tarifas são determinadas em conformidade comcontrato de concessão celebrado entre a Companhia e o Poder Concedente, emconformidade com os poderes regulatórios e deliberativos da ANEEL e tendo comoprincípio básico a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.A legislação brasileira e os contratos de concessão estabelecem um mecanismo defixação de tarifas que permite três tipos de ajustes tarifários: (i) o reajuste anual;(ii) a revisão periódica (a cada cinco anos); e (iii) a revisão extraordinária.A Companhia está impedida de alterar as tarifas praticadas, podendo, conforme ocaso, propor a ANEEL a revisão dessas em virtude de eventos que venham a afetar oequilíbrio econômico-financeiro. Contudo, na medida em que qualquer desses ajustesnão sejam concedidos ou reconhecidos pela ANEEL em tempo de compensar o custoincorrido, a situação financeira e o resultado operacional da Companhia poderão seradversamente afetados.Dessa forma, na hipótese de alterações imprevistas nas condições originais decontratação, caso os reajustes tarifários ou ainda, a aplicação da cláusula derestabelecimento do equilíbrio econômico–financeiro não gerem, tempestivamente, umaumento do fluxo de caixa, a condição financeira e os resultados operacionais daCompanhia podem ser afetados adversamente.h) Risco de aceleração de dívidasA Companhia possui contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, comcláusulas restritivas normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, e “covenant”relacionados ao atendimento de índices econômico–financeiros, geração de caixa eoutros. A Administração da Companhia entende que essas cláusulas restritivas eesses “covenants” vêm sendo adequadamente atendidos e estes não limitam acapacidade de condução do curso normal das operações.30. COMPRA E VENDA DE ENERGIA ELÉTRICA DE CURTO PRAZO NO ÂMBITODA CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - CCEEOs montantes de compra e venda de energia elétrica de curto prazo e seus respectivosvalores foram provisionados com base em estimativas preparadas pela Administraçãoda Companhia e ajustados quando divulgadas as contabilizações efetuadas pelaCâmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Abaixo demonstramos ascontabilizações e liquidações do mercado de curto prazo:a) Contabilizações divulgadas pela CCEE para os exercícios findos em:Operações 2007 2006Encargos do serviço do sistema (3.093) (3.814)Custo com compras (816) (480)Receita de vendas 1.437 730Saldo das operações (2.472) (3.564)b) Saldo da CCEE deduzidas as liquidações em:

2007Operações Ativo PassivoSaldo inicial no período – 219Encargos do serviço do sistema – (3.093)Custo com compras – (817)Receita de vendas 1.437 –Saldo antes das liquidações 1.437 (3.691)Liquidações ocorridas no período (1.437) 3.051Saldo final no período – (640)

2006Operações Ativo PassivoSaldo inicial no período 3 64Encargos do serviço do sistema – 3.814Custo com compras – 480Receita de vendas 730 –Saldo antes das liquidações 733 4.358Liquidações ocorridas no período (733) (4.139)Saldo final no período – 21931.TRANSAÇÕES ENTRE PARTES RELACIONADAS

Ativo Passivo Receita DespesaEmpresas 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006Banco VotorantimAplicações financeiras 365 16.374 – – 2.528 990 – –Operações de “swap” – – – – – – 91 816

CBA CompanhiaBrasileira de AlumínioCompra de material – – 47 3 – – 7.125 5.769

CPFL ComercializaçãoBrasilSuprimento de energia – – 6.791 11.010 – – 43.664 88.364

CPFL CompanhiaPaulista de Forçae Luz

Outros créditos – 621 – – – – – –A principal transação com partes relacionadas refere-se a operações de compra deenergia, negociadas em condições normais de mercado, com anuência da ANEEL.32. SEGUROS (não auditado)A Companhia possui apólices com coberturas de acordo com a orientação deespecialistas, suficientes para cobrir eventuais perdas significativas, considerando anatureza e o grau de risco dos ativos e responsabilidades. As apólices conformemodalidades de riscos são:

CNPJ nº 02.016.439/0001-38



As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de

uma auditoria de demonstrações financeiras, consequentemente não foram

examinadas pelos nossos auditores independentes.

33. FLUXO FINANCEIRO DA INCORPORAÇÃO DA DOC 3 PARTICIPAÇÕES

A ANEEL determinou através da Resolução Homologatória nº 166, de 13 de julho de

2004, como parte do processo de aprovação da incorporação da DOC 3 Participações

S.A. pela Rio Grande Energia S.A., que seja elaborado anualmente o fluxo financeiro

resultante dos efeitos desta incorporação e dos negócios conexos.

Anualmente, a Companhia elaborará o fluxo financeiro da incorporação, visando

garantir a neutralidade dos efeitos da incorporação, observando os seguintes

procedimentos:

i. Computar como “entradas” os efetivos benefícios do imposto de renda e da

contribuição social, decorrentes da amortização do ágio e dos juros da dívida originária

da incorporação, assim como os lucros que deixarem de ser distribuídos aos acionistas

controladores, na forma de juros sobre o capital próprio ou dividendos;

ii. Computar como “saídas”os desembolsos para amortização do principal e encargos

da dívida assumida em decorrência da incorporação, assim como os dividendos fixos,

o resgate de ações preferenciais e o aumento de capital na Sul Geradora Participações

S.A. A Sul Geradora Participações S.A. foi alienada em 13 de setembro de 2005;

iii. Remunerar os saldos dos valores das “entradas”e “saídas”com base na taxa

prevista para correção da dívida incorporada.

Em caso de apuração do fluxo financeiro negativo, os controladores da Companhia

deverão aportar recursos em valor equivalente no prazo de 60 dias contados da data

da realização da AGO, mantendo-se as mesmas participações dos acionistas

minoritários. Os acionistas controladores poderão reter os dividendos a quefizerem jus, para fins de aporte do fluxo financeiro negativo. Caso o fluxo financeiroaponte saldo positivo, o mesmo será utilizado para eventual compensação em períodosubseqüente.O fluxo financeiro anual acumulado em 31 de dezembro de 2006 foi positivo emR$ 43.760.Revisado por outros auditores independentes que emitiram relatório de procedimentospré acordados em 23 de fevereiro de 2007, sem alterações.34. SEGUNDO CICLO DE REVISÃOTARIFÁRIA PERIÓDICAAtravés da Resolução n° 234, de 31 de outubro de 2006, a ANEEL estabeleceu osconceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para arealização do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias dedistribuição de energia elétrica. Essa resolução visou consolidar e aprimorar osconceitos já utilizados no Primeiro Ciclo de Revisões Tarifárias, tais como adeterminação do Custo de Capital, da Base de Remuneração Regulatória e daEmpresa de Referência.Em relação à movimentação da Base de Remuneração Regulatória (ativo imobilizado),foi definida a necessidade de manutenção de controle suplementar, em paralelo aosregistros contábeis, contemplando todas as adições e baixas ocorridas no ativoimobilizado em serviço.A alteração de maior impacto refere-se às Obrigações Especiais, cujos ativosvinculados não terão suas quotas de reintegração reconhecidas na receita requeridano momento da Revisão Tarifária. Tais Obrigações Especiais, a partir da SegundaRevisão Tarifária, passarão a ser amortizadas e registradas a crédito do resultado dasconcessionárias, através da aplicação da taxa de depreciação média dos ativos a quese referem.

Quanto à metodologia de cálculo da Taxa de Remuneração do Investimento a ser

considerada na revisão tarifária foi mantida, apenas com a atualização das séries

históricas, a do Primeiro Ciclo que considera a estrutura ótima de capital (próprio e

terceiros) e custo médio de capital ponderado (WACC regulatório).

Na definição dos Custos Operacionais será preservada a comparação com a Empresa

de Referência, embora haja a perspectiva de melhor definição da mesma pela ANEEL.

Por último, a ANEEL alterou a metodologia de cálculo do Fator X, excluindo o

componente Xc, embora tenha mantido o método do Fluxo de Caixa Descontado para

apuração do componente Xe que procura capturar os futuros ganhos de escala do

negócio de distribuição.

As implicações desta nova regulamentação encontram-se sob análise da

Administração da Companhia. A Segunda Revisão Tarifária Periódica ocorrerá a partir

de abril de 2008.

35. PROGRAMA DE UNIVERSALIZAÇÃO

Conforme Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, foi instituído o Programa

Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica destinado ao

atendimento de novas ligações ao meio rural - Programa Luz para Todos, sem ônus

aos clientes.

Através do Programa Luz Para Todos, em 2007 foram ligados 2.438 novos

consumidores com o custo de R$ 24.370, no qual a RGE já atendeu 79% de todas as

instalações previstas para o programa, que encerra-se em 2008.

Dos montantes previstos pela Eletrobrás no valor de R$ 39.414, foram liberados até o

final do exercício de 2007, o montante de R$ 23.418, não encerrando-se os créditos

destes contratos junto a Eletrobrás. A participação da Concessionária foi de R$ 15.996.

2007 2006

Lucro líquido do exercício 164.683 121.012

Ajustes para conciliar o resultado às disponibilidades

geradas pelas atividades operacionais

Depreciação e amortização 84.995 70.966

Amortização de ágio 18.501 15.023

Provisão para contingências 2.199 14.802

Juros, variações monetárias e cambiais - líquidas 91.532 101.542

Reversão da provisão de passivo atuarial (1.728) (1.945)

Perdas na baixa de ativo permanente 36.204 13.735

Imposto de renda e contribuição social diferidos (3.446) 5.490

Outros 966 2.356

(Aumento) redução no ativo circulante e realizável a longo prazo

Contas a receber de clientes (6.686) (35.400)

Tributos a compensar (13.627) 18.218

Estoque 3.412 (4.831)

Despesas pagas antecipadamente 1.256 346

Diferimento de custos tarifários 20.011 34.147

Depósitos Judiciais (23.812) -

Outros (34.106) (26.161)

Aumento (redução) no passivo circulante e exigível a longo prazo

Fornecedores 31.074 (726)

Obrigações trabalhistas 1.382 (239)

Tributos e contribuições sociais (12.825) 9.152

Diferimento de ganhos tarifários 8.192 (10.806)

Taxas regulamentares (6.104) 12.351

Outros (6.213) 7.702

Geração operacional de caixa 355.860 346.734

Investimentos no ativo permanente

Imobilizado (220.572) (174.117)

Diferido (14.439) (3.787)

Contribuição e doação do consumidor 13.876 15.723

Caixa líquido aplicado nos investimentos (221.135) (162.181)

Financiamentos

Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 171.827 275.625

Amortização de empréstimos e financiamentos (65.589) (230.717)

Juros pagos por empréstimos, financiamentos e debêntures (72.087) (104.074)

Pagamento de dividendos (206.611) (62.281)

Caixa líquido gerado pelos financiamentos (172.460) (121.447)

Geração líquida de caixa (37.735) 63.106

Saldo das disponibilidades no ínicio do exercício 85.005 21.899

Saldo das disponibilidades no final do exercício 47.270 85.005

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADOSEGREGADO POR ATIVIDADE

EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007(Em milhares de reais)

AtividadeComercia- não

Distribuição lização vinculada TotalReceita operacional (nota 24)Fornecimento de energia elétrica – 1.226.743 – 1.226.743Suprimento de energia elétrica – 42.980 – 42.980Uso da rede eletrica 1.153.075 – – 1.153.075Outras receitas operacionais 31.429 – – 31.429

1.184.504 1.269.723 – 2.454.227Deduções da receitaoperacionalICMS (224.590) (240.785) – (465.375)PIS (21.111) (22.634) – (43.745)COFINS (94.546) (101.363) – (195.909)Reserva global de reversão (14.595) – – (14.595)Encargos tarifários emergenciais – (33) – (33)Programa de eficiência energetica (3.388) (3.632) – (7.020)Conta de desenvolvimentoenergético (60.623) – – (60.623)

Conta consumo de combustivel (56.120) – – (56.120)Pesquisa e desenvolvimento (4.335) (4.647) – (8.982)

(479.307) (373.094) – (852.402)Receita operacional líquida 705.197 896.629 – 1.601.825Custo do serviço de energiaelétricaCusto com energia elétrica (nota 25)Energia elétrica comprada pararevenda – (841.754) – (841.754)

Encargos de uso do sistemade transmissão e distribuição (154.841) (12.775) – (167.616)

(154.841) (854.529) – (1.009.370)Custo de operaçãoPessoal (19.263) – – (19.263)Material (6.613) – – (6.613)Serviços de terceiros (22.238) – – (22.238)Depreciação e amortização (68.335) – – (68.335)Outros custos de operação (6.533) – – (6.533)

Custo de serv. prestado a terceiro (122.982) – – (122.982)Pessoal (87) (8) – (95)Depreciação e amortização – (639) – (639)Custos com manutenção – (878) – (878)

(87) (1.525) – (1.612)Lucro operacional bruto 427.287 40.575 – 467.861Despesas operacionais (nota 26)Despesas com vendas – (63.867) – (63.867)Despesas gerais e administrativas (33.965) (38.565) – (72.530)Amortização de ágio – – (18.501) (18.501)

(33.965) (102.432) (18.501) (154.898)Resultado do serviço 393.322 (61.857) (18.501) 312.963Resultado Financeiro (nota 27)Receitas 6.007 34.720 – 40.727Despesas (103.618) (58.473) – (162.091)

(97.611) (23.753) – (121.364)Resultado operacional 295.711 (85.610) (18.501) 191.599Resultado não operacional (nota 28)Receitas 249 (16) – 233Despesas (26.017) (3.813) – (29.830)

(25.768) (3.829) – (29.597)Lucro antes da contribuiçãosocial e imposto de renda 269.943 (89.439) (18.501) 162.002Imposto de renda (nota 8) (41.376) – – (41.376)Contribuição social (nota 8) (14.142) – – (14.142)Reversão de juros s/capital próprio 58.199 – – 58.199

Lucro líquido do exercício 272.624 (89.439) (18.501) 164.683

2007 2006

Receitas

Receita de venda de energia e serviços 2.454.228 2.382.043

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (12.988) (13.335)

Resultado não operacional (29.597) (13.615)

2.411.643 2.355.093

Insumos

Custo com energia elétrica (1.110.349) (1.045.113)

Serviços de terceiros (60.566) (57.571)

Material (7.752) (8.048)

Outros custos operacionais (27.994) (33.531)

Custo do serviço prestado (1.612) (1.293)

(1.208.273) (1.145.556)

Valor adicionado bruto 1.203.370 1.209.537

Retenções

Depreciação e amortização (84.355) (70.423)

Amortização de ágio (18.501) (15.023)

(102.856) (85.446)

Valor adicionado líquido 1.100.514 1.124.091

Valor adicionado transferido

Receitas financeiras 40.727 52.534

40.727 52.534

Valor adicionado a distribuir 1.141.241 1.176.625

Distribuição do valor adicionado

Pessoal e encargos 47.378 48.468

Impostos, taxas e contribuições 832.362 896.700

Despesas financeiras e aluguéis 96.818 110.445

Juros s/capital próprio e dividendos 164.683 114.962

Lucros retidos – 6.050

1.141.241 1.176.625

Valor adicionado (médio) por empregado 814 841

DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


INFORMAÇÕES SUPLEMENTARES

DEMONSTRAÇÕES DO FLUXO DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


DIRETORIA

WILSON P.FERREIRAJUNIORDiretor Presidente

MARCODACAMINOANCONALOPEZSOLIGODiretor Administrativo-Financeiro edeRelações com Investidores

PAULO CEZARCOELHOTAVARESDiretor deGestão deEnergia

LUISHENRIQUEFERREIRAPINTODiretor deOperações

RENIANTONIODASILVADiretor deEstratégia e deRegulação

WILSON P.FERREIRAJUNIORPresidente

JOSÉ ANTONIODE ALMEIDA FILIPPOVice-presidenteCONSELHEIROS

HÉLIOVIANAPEREIRAJOÃOALBERTOSCHMITT

PAULORÉGISBARATODASILVAGerente deContabilidadeCRCRS051887/O-8

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO CONTABILIDADE

PARECER DO CONSELHO FISCAL

CNPJ nº 02.016.439/0001-38


O Conselho Fiscal da Rio Grande Energia S.A., no desempenho de suasatribuições legais, tendo examinado o Relatório Anual da Administração,as Demonstrações Financeiras do Exercício Social de 2007, ante osesclarecimentos prestados pela Diretoria da Companhia, pelo

representante da Auditoria Externa e, ainda, com base no parecer daKPMG Auditores Independentes, datado de 25 de janeiro de 2008, é deopinião que os referidos documentos estão em condições de seremapreciados e votados pela Assembléia Geral Ordinária de Acionistas.

Porto Alegre, 27 de fevereiro de 2008.Daniela Corci Cardoso

Carlos Eduardo Reich de SampaioMaria Izabel Nunes Scherer

CNPJ nº 02.016.439/0001-38


Ao Conselho de Administração e aos Acionistas daRio Grande Energia S.A.Porto Alegre - RS1. Examinamos o balanço patrimonial da Rio Grande Energia S.A. levantado em 31 dedezembro de 2007 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações dopatrimônio líquido e das origens e aplicações de recursos, correspondentes aoexercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração.Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstraçõesfinanceiras.

2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas de auditoria aplicáveis noBrasil e compreendeu: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevânciados saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos daCompanhia; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros quesuportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação daspráticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela

Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstraçõesfinanceiras tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas representam,adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeirada Rio Grande Energia S.A. em 31 de dezembro de 2007, o resultado de suasoperações, as mutações do seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seusrecursos, correspondentes ao exercício findo naquela data, de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil.

4. Nosso exame foi efetuado com o objetivo de formarmos uma opinião sobre asdemonstrações financeiras, tomadas em conjunto. As demonstrações do valoradicionado e dos fluxos de caixa representam informações complementares àquelasdemonstrações, as quais não são requeridas pelas práticas contábeis adotadas noBrasil e são apresentadas para possibilitar uma análise adicional. Essas informaçõescomplementares foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria aplicados

às demonstrações financeiras e, em nossa opinião, estão apresentadas, em todos osaspectos relevantes, adequadamente em relação às demonstrações financeirasreferentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2007, tomadas em conjunto.

5. As demonstrações financeiras da Rio Grande Energia S.A. referentes ao exercíciofindo em 31 de dezembro de 2006, apresentadas para fins comparativos, foramexaminadas por outros auditores independentes que, sobre elas, emitiram um parecersem ressalvas, datado de 26 de janeiro de 2007.

25 de janeiro de 2008

Auditores Independentes Wladimir OmiechukCRC 2SP014428/F-RS Contador CRC 1RS041241/O-2

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

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