Distribuição pública de 75.000 (setenta e cinco mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, todas nominativas e escriturais,da primeira emissão para distribuição pública da DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A. (“1ª Emissão” e “Duke Energy”,“Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), com valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo omontante de R$750.000.000,00(setecentos e cinqüentamilhões de reais) na data de emissão, qual seja, 15 demarço de 2008 (“Oferta” e “DatadeEmissão”, respectivamente).

A Primeira Distribuição Pública de Debêntures da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. (“Oferta”) foi aprovada conforme deliberação (i) da AssembléiaGeral da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estado de São Paulo (“JUCESP”) em 13 de novembro de 2007,sob o nº 422.851/07-3, publicada no jornal “Gazeta Mercantil” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 28 de dezembro de 2007; (ii) do Conselho de Administraçãoda Companhia, em reunião realizada em 15 de janeiro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 17 de janeiro de 2008, sob o nº 31.391/08-4, e publicada no jornal“Gazeta Mercantil” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 04 de março de 2008; e (iii) do Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizadaem 05 demarço de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no jornal “Gazeta Mercantil” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo. A taxa final da remuneração seráaprovada pelo Conselho de Administração da Companhia, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no jornal “GazetaMercantil” e noDiário Oficial do Estado de São Paulo.

As Debêntures serão registradas para (i) distribuição nomercado primário na CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”) (Entidade deMercado de Balcão Organizado),por meio do Sistema de Distribuição de Título (“SDT”); e (ii) para negociação no mercado secundário na CETIP, por meio do Sistema Nacional de Debêntures (“SND”),sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP.

AOferta foi registradanaComissãodeValoresMobiliários (“CVM”) em[•] de [•] de2008, sobn°CVM/SRE/DEB/2008/[•], para asDebêntures da1ª Série,e sobn°CVM/SRE/DEB/2008/[•], para asDebêntures da2ªSérie.

“Os Coordenadores desenvolveram esforços no sentido de verificar a suficiência e a qualidade das informações constantes deste Prospecto,com base no que julgam necessário para uma adequada tomada de decisão por parte de investidores. Este Prospecto foi preparado com base nasinformações prestadas pela Companhia, não implicando por parte dos Coordenadores garantia de precisão e veracidade das informações prestadas,ouqualquer julgamentoda situaçãoedodesempenhodaCompanhia emsuas atividades e/oudosValoresMobiliários.”

“Antes de tomar decisão de investimento nas Debêntures que venhama ser distribuídas no âmbito da Oferta, a Companhia e os Coordenadores da Ofertarecomendam aos potenciais investidores a leitura cuidadosa deste Prospecto. Para avaliação dos riscos associados à Companhia, os investidores devemler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 63 a 73 deste Prospecto. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas junto aosCoordenadores e àCVMnosendereços indicadosnaspáginas29a31.”

“Quaisquer outras informações ouesclarecimentos sobre aCompanhia e aOferta poderão ser obtidos junto aoCoordenador Líder enaCVM.”

“O registro daOferta não implica, por parte daCVM, garantia de veracidadedas informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidadedaCompanhia,bemcomosobre asDebêntures a seremdistribuídasnoâmbito daOferta.”

Prospecto Preliminar da Distribuição Pública de Debêntures Simples,Não-Conversíveis emAções, daEspécieQuirografária, da1ª Emissãoda

AsinformaçõescontidasnesteProspectoPreliminarestãosobanáliseda

Comissãode

ValoresMobiliários,aqualaindanãosemanifestou

aseurespeito.O

presenteProspectoPreliminarestásujeito

àcomplem

entaçãoecorreção.

OProspectoDefinitivoseráentregue

aosinvestidoresduranteoperíodo

dedistribuição.

Classificação de Risco da Emissão Moody's: “A1.br”CÓDIGOISIN1ªSÉRIENºBRGEPADBS004 - CÓDIGOISIN2ªSÉRIENºBRGEPADBS012

A data deste Prospecto Preliminar é de 19 demarço de 2008

R$750.000.000,00

DukeEnergy International, GeraçãoParanapanemaS.A.Companhia Aberta - CNPJ/MF nº 02.998.301/0001-81

Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30° andar, CEP 04578-910, São Paulo - SP

“A(O) presente oferta pública/programa foi elaborada(o) de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas deDistribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, o qual se encontra registrado no 4º Ofício de Registro de Títulos e Documentos da Comarca de São Paulo,Estado de São Paulo sob o nº 5032012, atendendo, assim, a(o) presente oferta pública/programa, aos padrões mínimos de informação contidos no código,não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da Emissora e/ou ofertantes, das instituições participantese dos valoresmobiliários objeto da(o) oferta pública/programa.”

COORDENADORES

COORDENADOR LÍDER

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1

ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO

• Definições ................................................................................................................................... 5

• Resumo das Características da Oferta ........................................................................................... 12

• Sumário dos Coordenadores......................................................................................................... 19

• Informações Cadastrais da Emissora............................................................................................. 21

• Sumário da Emissora ................................................................................................................... 22

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Administradores da Emissora........................................................................................................ 29

• Coordenador Líder ....................................................................................................................... 29

• Coordenadores ............................................................................................................................ 29

• Banco Mandatário e Depositário ................................................................................................... 30

• Agente Fiduciário......................................................................................................................... 30

• Consultores Legais....................................................................................................................... 30

• Auditores Independentes ............................................................................................................. 31

• Declaração da Emissora e do Coordenador Líder............................................................................ 31

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta .............................................................................................................. 35

• Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro ............................................ 58

• Destinação dos Recursos.............................................................................................................. 59

4. FATORES DE RISCO

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ........................................................................... 63

• Riscos Relacionados à Emissora e ao Setor de Energia Elétrica ....................................................... 65

• Riscos Relacionados à Oferta........................................................................................................ 72

5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

• Informações Financeiras Selecionadas .......................................................................................... 77

• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira

e os Resultados Operacionais da Emissora .................................................................................... 81

6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

• Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil .......................................................................... 111

• Atividades da Emissora ................................................................................................................ 140

Introdução ................................................................................................................................ 140

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas ........................................................................... 140

Participações Societárias ............................................................................................................ 143

Acordo de Acionistas .................................................................................................................. 143

Breve Histórico .......................................................................................................................... 143

Atividades da Emissora............................................................................................................... 147

• Ativo Imobilizado......................................................................................................................... 167

2

• Recursos Humanos ...................................................................................................................... 168

• Descrição do Capital Social e Dividendos....................................................................................... 172

• Práticas de Governança Corporativa.............................................................................................. 178

• Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ............................................... 179

• Administração ............................................................................................................................. 180

• Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia ...................................... 189

• Contingências Judiciais e Administrativas ...................................................................................... 190

• Operações com Partes Relacionadas ............................................................................................. 195

7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2007, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes ........................................................................................... 199

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2006, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes ........................................................................................... 287

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes ........................................................................................... 347

8. ANEXOS

• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007 ..................................... 409

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 15 de janeiro de 2008.............. 437

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 05 de março de 2008............... 461

• Minuta da Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em [•] de [•] de 2008 ....... 475

• Estatuto Social da Emissora.......................................................................................................... 481

• Escritura Particular de Emissão de Debêntures .............................................................................. 499

• Primeiro Aditamento à Escritura Particular de Emissão de Debêntures ............................................ 545

• Súmula da Classificação de Risco.................................................................................................. 591

• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03................................ 595

• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03.................. 599

3

1. INTRODUÇÃO

• Definições

• Resumo das Características da Oferta

• Sumário dos Coordenadores

• Informações Cadastrais da Emissora

• Sumário da Emissora

4

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

5

DEFINIÇÕES

ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica. ACL Ambiente de Contratação Livre. Acordo Geral do Setor Elétrico

Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica pela Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.

Acordo Sindical Acordo Coletivo do Trabalho, instrumento jurídico celebrado entre a

Empresa e a entidade sindical de trabalhadores correspondente a atividade fim da Empresa, em nome da categoria, para estipular e regular as condições das relações de trabalho entre o os empregados e empregador.

ACR Ambiente de Contratação Regulada. AGD Assembléia Geral de Debenturistas. Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda. Agentes Financeiros Banco Citibank S.A. e Banco Itaú BBA S.A. ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento. ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro. ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Anúncio de Início Anúncio de início da distribuição pública das Debêntures. Anúncio de Encerramento Anúncio de encerramento da distribuição pública das Debêntures. Atualização Atualização do Valor Nominal das Debêntures, a ser realizada a partir da

respectiva Data de Emissão, pelo número do índice IGPM - Índice Geral de Preços do Mercado, apurado e divulgado pela Fundação Getúlio Vargas, sendo o produto de tal atualização incorporado ao Valor Nominal das Debêntures automaticamente.

Auditores Independentes PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes. Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir

energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo. BACEN Banco Central do Brasil. Banco Mandatário e Banco Depositário

Banco Citibank S.A.

BID Banco Interamericano de Desenvolvimento. BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo S.A. – BVSP.

6

Brasil República Federativa do Brasil. BR GAAP Práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais são baseadas na Lei das

Sociedades por Ações, normas contábeis emitidas pelo IBRACON e resoluções da Comissão de Valores Mobiliários e do Conselho Federal de Contabilidade.

Capacidade Instalada Quantidade máxima de eletricidade que pode ser entregue por uma

unidade geradora em particular, em bases de carga total contínua nos termos de condições específicas, conforme designado pelo fabricante da referida unidade geradora.

CBA Companhia Brasileira de Alumínio. CCC Conta de Consumo de Combustíveis. CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. CDI Certificado de Depósito Interbancário. CEMIG CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais. CESP CESP - Companhia Energética de São Paulo. CETIP CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação. CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco. CIBACAP Consórcio Intermunicipal da Bacia Capivara. Citibank ou Coordenador Líder

Banco Citibank S.A.

CMN Conselho Monetário Nacional. CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. CNPE Conselho Nacional de Política Energética. COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. Companhia, Emissora ou Duke Energy

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou

em parte, com PIE ou com comercializador de energia elétrica. Contrato de Concessão 76/99

Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999, celebrado em 22 de setembro de 1999, entre a Emissora e a União Federal.

Contrato de Concessão 183/98

Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 183/98, celebrado em 30 de julho de 1998, entre a Emissora e a União Federal.

7

Contrato de Distribuição Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição Pública de Debêntures Simples, Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Contrato de Confissão de Dívida

Instrumento Particular de Contrato de Ajuste das Reservas Matemáticas e Confissão de Dívida do Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão da Companhia Energética de São Paulo - CESP administrado pela Fundação CESP, Promessa de Dação de Imóveis em Pagamento, com Transferência de Posse Imediata, Compromisso de Regularização Registraria e Outras Avenças, firmado em 18 de novembro de 1997, entre a CESP e a Fundação CESP e transferido à Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema – CGEEP, em 18 de novembro de 1999, por meio do Instrumento Particular de Compromisso e Assunção Parcial de Obrigações de Ajuste de Reservas e Confissão de Dívidas existentes entre a CESP e a Fundação CESP, pela CGEEP e Outras Avenças.

Contratos de Concessão Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999 e 183/98,

celebrados em 22 de setembro de 1999 e 30 de julho de 1998, respectivamente, entre Emissora e União Federal.

Contratos Iniciais Contratos de compra e venda de energia elétrica, referentes a

montantes definidos em Resoluções da ANEEL, firmados com base na Lei n.º 9.648 de 27 de maio de 1998 entre uma concessionária de geração e uma concessionária de distribuição de energia elétrica.

Coordenadores Banco Citibank e Banco Itaú BBA. COPEL COPEL - Companhia Paranaense de Energia. CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL. CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da

tarifa de energia elétrica. CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM. Data de Emissão 15 de março de 2008. Debêntures Debêntures objeto das distribuições públicas efetuadas ao amparo da

Oferta. Debenturistas Os titulares de Debêntures, objeto das distribuições públicas efetuadas

ao amparo da Oferta. Decreto n.º 5.163/04 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004. DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica. Dólar Dólar Estadunidense. Duke Brasil ou DEI Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da

Companhia.

8

Duke Energy, Companhia ou Emissora

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Duke Energy Corp. Duke Energy Corporation, controladora indireta da Companhia. EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial. EBITDA ou LAJIDA O EBITDA foi calculado como o lucro líquido deduzido das receitas e

despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP ou US GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhia.

EBITDA Ajustado O EBITDA Ajustado para os exercícios encerrados em 31 de dezembro

de 2007, 2006 e 2005 foi calculado com base nos ajustes que a administração da Companhia entende como necessário para a comparação dos exercícios e compreensão do seu desempenho, conforme detalhado na Seção "Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora - Resultados Operacionais - EBITDA" deste Prospecto. O EBITDA Ajustado não foi objeto de análise pelos Auditores Independentes.

ECE Encargo de Capacidade Emergencial. Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder

Concedente no respectivo contrato de concessão, que deverá ser disponibilizada para venda.

Escritura de Emissão Escritura Particular de Emissão Pública de Debêntures Simples,

Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão de Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Estatuto Social Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral

Extraordinária de acionistas, realizada em 30 de novembro de 2006. FGV Fundação Getúlio Vargas. FINAM Fundo de Investimento da Amazônia. FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos

novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras credenciadas.

9

Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público. GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia. IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis. IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre

Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação.

IGPM Índice Geral de Preços do Mercado, conforme apurado e divulgado pela

Fundação Getúlio Vargas. Instrução CVM 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme

alterada. Instrução CVM n.º 409/04 Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada. IOF Imposto sobre Operações Financeiras. IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado

pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. IRT Índice de Revisão Tarifária. Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A. JUCESP Junta Comercial do Estado de São Paulo. Lafis Lafis - Consultoria, Análises Setoriais e de Empresas. Lei das Sociedades por Ações ou Lei n.º 6.404/76

Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e alterações posteriores.

Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores. Lei de Reestruturação do Setor Elétrico

Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998, e alterações posteriores.

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentação posterior.

Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores. Lei n.º 10.604/02 Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002. Lei n.º 10.438/02 Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, posteriormente modificada pela

Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003. MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Mega Volt Ampére (MVA) Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampère ou 1 Mega Volt Ampère.

10

Megawatt (MW) Unidade equivalente a um milhão de watts. Megawatt hora (MWh) Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou

solicitada por hora ou um milhão de watts hora. MME Ministério das Minas e Energia. MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo

financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no sistema energético nacional.

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico. Parque Gerador Parque gerador da Companhia, composto por 8 usinas hidrelétricas. PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público. PCH Pequena Central Hidrelétrica. PDEE Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica. PDV Programa de Desligamentos Voluntários. PIB Produto Interno Bruto. PIE Produtor Independente de Energia Elétrica. A Lei Federal n.º 9.074, de

1995, em seu artigo 11, caput, assim dispõe: “Considera-se produtor independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco.”

PIS Programa de Integração Social. Poder Concedente Governo Federal. PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade. PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica. Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke

Energy International, Geração Paranapanema S.A. datado de [•] de [•] de 2008.

Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke

Energy International, Geração Paranapanema S.A., datado de 06 de março de 2008.

Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo. P&D Pesquisa e Desenvolvimento

11

Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV e instalações definidas pela ANEEL.

RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão. RTE Recomposição Tarifária Extraordinária. SDT Sistema de Distribuição de Títulos. SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados. SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia. SIN Sistema Interligado Nacional ou Sistema Elétrico Interligado. SND Sistema Nacional de Debêntures. TAC Termo de Ajustamento de Conduta. Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas

e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano.

TEO Tarifa de Energia de Otimização. TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo. US GAAP Princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos. Valor Nominal Valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) das Debêntures,

na respectiva Data de Emissão.

12

RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA Emissora Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Coordenadores Citibank (Coordenador Líder) e Itaú BBA.

Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda.

Instituição Depositária Banco Citibank S.A.

Classificação de Risco Moody's: A1.br

Autorizações Societárias A Oferta foi aprovada com base nas deliberações (i) da assembléia geral extraordinária da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 13 de novembro de 2007, sob o nº 422.851/07-3, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil" em 28 de dezembro de 2007; (ii) da reunião do conselho de administração da Emissora realizada em 15 de janeiro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 17 de janeiro de 2008, sob o nº 31.391/08-4, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil", em 04 de março de 2008; (iii) da reunião do conselho de administração da Emissora aprovando a alteração da Data de Emissão, realizada em 05 de março de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil"; e (iv) da reunião do conselho de administração da Emissora que aprovará a taxa final da remuneração a ser realizada, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil".

Destinação dos Recursos Os recursos líquidos obtidos pela Emissora com a Oferta serão utilizados para pré-pagar integral ou parcialmente, conforme demanda dos investidores no procedimento de bookbuilding, o empréstimo que a Emissora possui com a Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras S.A., conforme o Instrumento Particular de Assunção Parcial de Dívida entre a Eletrobrás, a Emissora, e a Cia. Energética de São Paulo – CESP, datado de 19 de julho de 1999, através do qual a Emissora assumiu parte dos débitos da CESP, cujo valor, em 31 de dezembro de 2007 era de R$1.013,8 milhões. Para maiores informações, ver seção "Destinação dos Recursos".

Colocação As Debêntures serão objeto de distribuição pública, com colocação dividida entre os regimes de garantia firme e de melhores esforços, nos termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou máximos, devendo a Oferta ser efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding, conforme abaixo definido, sendo certo que a distribuição será realizada ainda que não haja a colocação total das Debêntures. Para maiores informações, ver seção "Características da Oferta – Colocação".

13

Procedimento de Bookbuilding Será adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM 400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos, em vista do qual a Emissora definiu o seguinte: (i) conforme previsto na seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries", (a) a emissão das Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade das Debêntures da Segunda Série; e (ii) a Remuneração da Primeira Série e a Remuneração da Segunda Série. Para fins de fixação do preço de distribuição das Debêntures, não serão coletadas intenções de investimento de pessoas vinculadas à distribuição.

Valor Total da Emissão O valor total da emissão é de R$750.000.000,00 na Data de Emissão, sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais.

Quantidade Serão emitidas até 75.000 Debêntures, sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais, observado o disposto na seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries".

Debêntures Suplementares Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Adicionais) poderá ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 11.250 Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas, destinadas a atender excesso de demanda que eventualmente seja constatado no decorrer da Oferta, conforme opção a ser outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição, que somente poderá ser exercida pelos Coordenadores em comum acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Suplementares poderão ser Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série.

Debêntures Adicionais Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Suplementares) poderá ser acrescida em até 20% (vinte por cento), ou seja, em até 15.000 Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas, que somente poderão ser emitidas pela Emissora em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Adicionais poderão ser Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série.

14

Valor Nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00 na Data de Emissão.

Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações.

Espécie As Debêntures serão da espécie quirografária.

Séries A emissão será realizada em até duas séries, observado que o somatório

das Debêntures da Primeira Série e das Debêntures da Segunda Série

não poderá exceder R$750.000.000,00, na Data de Emissão, e nem

75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as

Debêntures Adicionais), sendo que (i) a primeira série se, de acordo com

o Procedimento de Bookbuilding, for emitida, será composta por até

75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as

Debêntures Adicionais); e (ii) a segunda série se, de acordo com o

Procedimento de Bookbuilding, for emitida, será composta por até

75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as

Debêntures Adicionais). Para maiores informações, ver seção "Informações

Sobre a Oferta - Características das Debêntures - Séries".

Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a

publicação do Anúncio de Início; e (iii) a disponibilização do Prospecto

Definitivo da Oferta aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a

qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação

do Anúncio de Início.

Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas por meio dos procedimentos da CETIP.

Forma e Preço de

Integralização

As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição e em

moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série

serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo),

acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis

desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de

Integralização (conforme definido abaixo); e (ii) as Debêntures da

Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da

Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a

Data de Emissão até a Data de Integralização.

Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário

por meio do SND.

Data de Emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o

dia 15 de março de 2008.

15

Prazo e Data de Vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das Debêntures da Primeira Série será de seis anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de março de 2014; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será de oito anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de março de 2016.

Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 3 (três)

parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras parcelas no valor de

R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos)

por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o primeiro pagamento em

15 de março de 2012 e o saldo remanescente do Valor Nominal na Data de

Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será

pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras

parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e

trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o

primeiro pagamento em 15 de março de 2014 e o saldo remanescente do

Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.

Remuneração da Primeira

Série

Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira

Série não será atualizado; e

Juros remuneratórios: Sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures

da Primeira Série incidirão juros remuneratórios correspondentes à

variação acumulada Taxa DI, acrescida exponencialmente de sobretaxa

equivalente a [•]% ao ano, definido de acordo com o Procedimento de

Bookbuilding, calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata

temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor

Nominal das Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a

data de vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o

caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira

Série será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo

o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2008 e, o último, na Data

de Vencimento da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira

Série os titulares das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da

Primeira Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva

data de pagamento.

16

Remuneração da Segunda Série

Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série será atualizado pela variação do IPCA, desde a Data de Emissão até a data de seu efetivo pagamento, calculada de forma pro rata temporis por dias úteis. A Atualização Monetária da Segunda Série será paga nas mesmas datas de amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2014 e o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento; e

Juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série incidirão juros remuneratórios correspondentes a [•]% ao ano, base 252 dias úteis, definido de acordo com o Procedimento de Bookbuilding, calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento.

Repactuação Não haverá repactuação programada.

Resgate Antecipado Obrigatório

A Emissora poderá a partir (i) do 48º (quadragésimo oitavo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série, promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures, com o conseqüente cancelamento de tais Debêntures em circulação, na forma prevista em "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Resgate Antecipado Obrigatório".

Oferta de Resgate Antecipado Facultativo

A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo, oferta de resgate antecipado das Debêntures, com o conseqüente cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas sem distinção, assegurado a todos os Debenturistas igualdade de condições para aceitar o resgate das Debêntures de que forem titulares, na forma prevista em "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Oferta de Resgate Antecipado Facultativo".

17

Aquisição Facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação por preço não superior ao saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas pela Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas, permanecer em tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria nos termos deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação.

Eventos de Inadimplemento e Vencimento Antecipado

As Debêntures estão sujeitas a determinados Eventos de Inadimplemento que podem acarretar o seu vencimento antecipado. Para mais informações, ver seção "Informações Sobre a Oferta – Vencimento Antecipado".

Quoruns de Deliberação Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série, a cada Debênture em circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário, Debenturista ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas as deliberações a serem tomadas em assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de aprovação de Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.

Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os quoruns expressamente previstos em outras cláusulas da Escritura de Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por Debenturistas da Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, (a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da Remuneração, exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de quaisquer datas de pagamento de quaisquer valores previstos na Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da criação de evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate Antecipado; ou (g) de qualquer Evento de Inadimplemento.

Para os fins da Escritura de Emissão, "Debêntures em circulação" significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as Debêntures pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a qualquer controladora ou controlada, direta ou indireta, da Emissora ou qualquer de seus diretores ou conselheiros.

18

Público Alvo O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou

qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM n.º 409,

de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser

atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não

qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo

conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures,

bem como acesso aos Prospectos.

Inadequação da Oferta O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que

(i) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem

pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado

secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de

empresa do setor privado e/ou do setor de geração de energia. Os

investidores devem ler com atenção a seção "Fatores de Risco".

Regime de Colocação –

Garantia Firme e Melhores

Esforços

A Oferta será realizada sob os regimes de garantia firme e melhores

esforços de colocação. Para mais informações, ver seção "Informações

Sobre a Oferta – Regime de Colocação".

Fatores de Risco Para explicação acerca dos fatores de risco que devem ser considerados

cuidadosamente antes da decisão de investimento nas Debêntures, ver

seção "Fatores de Risco".

Informações Adicionais Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a

Emissora ou a Oferta poderão ser obtidos com a Companhia, os

Coordenadores e/ou na CVM, nos endereços indicados na seção

"Identificação de Administradores, Consultores e Auditores".

Para descrição completa das condições aplicáveis à Oferta, ver seção

"Informações Sobre a Oferta". O pedido de registro da Oferta foi

apresentado à CVM em 14 de novembro de 2007, tendo a CVM concedido o

registro em [•] de [•] de 2008, sob o nº CVM/SRE/DEB/2008/[•]

(Debêntures da Primeira Série) e CVM/SRE/DEB/2008/[•] (Debêntures da

Segunda Série).

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SUMÁRIO DOS COORDENADORES Coordenador Líder O grupo Citibank, do qual o Citibank é parte, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está presente em mais de 100 países, reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com cerca de 300 mil funcionários e possui ativos totais de US$1,5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas, entidades governamentais e outras instituições, combinando recursos globais com forte presença local. Presente há mais de 90 anos no Brasil, o Citibank conta hoje com mais de 5 mil funcionários, R$25,1 bilhões em ativos totais e mais de 300 mil correntistas. E, como parte integrante dessa organização, o Citibank, tem atuado continuamente e com forte presença no segmento Citi Markets & Banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições, project finance e empréstimos sindicalizados. Em 2006, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$11,4 bilhões distribuídos a investidores. O Citibank participou como coordenador das três maiores transações de renda fixa já realizadas no mercado de capitais brasileiro, Companhia de Bebidas das Américas - AmBev, Telemar Norte Leste S.A. - Telemar e Companhia Vale do Rio Doce - CVRD, sendo uma delas a primeira emissão de uma empresa investment grade em escala global. Em 2007 e até a presente data, o Citibank participou de diversas emissões no mercado de capitais brasileiro de renda fixa, totalizando R$2,5 bilhões distribuídos a investidores.

Coordenadores Banco Itaú BBA S.A. O Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$ 77,6 bilhões e patrimônio líquido de R$ 5,5 bilhões em 30 de junho de 2007. O banco faz parte do grupo Itaú, que possui 95,8% do total de ações e 50,0% das ações ordinárias de emissão do Itaú BBA, sendo o restante detido por executivos do próprio banco. O Itaú BBA se caracteriza pelo foco no atendimento aos clientes corporativos, com ênfase em crédito e operações estruturadas, atuando, assim, como banco corporativo e banco de investimento. De acordo com o ranking ANBID, o Itaú BBA é um dos líderes de distribuição de operações de renda fixa no mercado doméstico, ocupando o primeiro lugar em 2004, 2005, 2006 e 2007 com participações de mercado de 26%, 20%, 19% e 24% respectivamente. Em 2006, entre as operações coordenadas pelo Itaú BBA destacam-se as debêntures da Telemar Norte Leste S.A., no valor R$ 2,1 bilhões; Itauseg Participações S.A., no valor de R$ 1,5 bilhão; Vivax S.A., no valor de R$ 220 milhões; Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, no valor de R$ 350 milhões; Brasil Telecom, no valor de R$ 1,1 bilhão; Concessionária do Sistema Anhanguera Bandeirantes S.A. - Autoban, no valor de R$ 510 milhões, ALL - América Latina Logística - S.A., no valor de R$ 700 milhões; TAM S.A., no valor de R$ 500 milhões; Ampla Energia e Serviços S.A., no valor de R$ 370 milhões; Gafisa S.A., no valor de R$ 240 milhões; Lupatech S.A., no valor de R$ 227 milhões; Energisa S.A. no valor de R$ 350 milhões; Companhia Vale do Rio Doce, no valor de R$ 5,5 bilhões; Light Serviços de Eletricidade S.A., no valor de R$ 1,0 bilhão; NET Serviços de Comunicação S.A., no valor de R$ 580 milhões; e o FIDC CESP III, no valor de R$ 650 milhões.

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Em 2007, em operações de renda fixa no mercado de capitais local, destacam-se as emissões de debêntures da Telemar Participações S.A., no valor de R$ 250 milhões; da Companhia Energética do Maranhão – CEMAR, no valor de R$ 267,3 milhões; da Companhia Brasileira de Distribuição S.A, no valor de R$ 779 milhões; da Cyrela Brazil Realty S.A. Empreendimentos e Participações, no valor de R$ 500 milhões; da Tractebel Energia S.A., no valor de R$ 350 milhões; da Nova América S.A. Agroenergia, no valor de R$ 306,9 milhões; da BR Malls Participações S.A., no valor de R$ 320 milhões; da Concessionária de Rodovias do Oeste de SP – Via Oeste S.A., no valor de R$ 650 milhões; da BFB Leasing S.A. Arrendamento Mercantil, no valor de R$ 10 bilhões; da J.Macêdo S.A., no valor de R$ 104 milhões; da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., no valor de R$ 600 milhões; da Zain Participações S.A., no valor de R$ 368 milhões; da Itauseg Participações S.A., no valor de R$ 2,03 bilhões; da Klabin Segall S.A., no valor de R$ 202,5 milhões; da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, no valor de R$ 353,9 milhões; e da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN, no valor de R$ 163,6 milhões. Em operações de Notas Promissórias destacam-se as operações da Nova América S.A. Agroenergia, no valor de R$ 100 milhões; e da Zain Participações S.A., no valor de R$ 350 milhões. Destacam-se, ainda, a emissão de Notas do IFC - International Finance Corporation, no valor de R$ 200 milhões, e as operações FIDC CESP IV, no valor de R$1,25 bilhão; FIDC Panamericano Veículos I, no valor de R$ 350 milhões; FIDC II Energisa, no valor de R$ 150 milhões; e FIDC CEEE III-GT, no valor de R$ 150 milhões. Relacionamento da Companhia com as Coordenadores Banco Citibank S.A. Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial, de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro com o Citibank ou com sociedades de seu conglomerado econômico, e poderá, no futuro, contratar o Citibank ou sociedades de seu conglomerado econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações necessárias para a condução de suas atividades. Banco Itaú BBA S.A. Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial, de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro, com o Itaú BBA ou com sociedades de seu conglomerado econômico, incluindo a administração de recursos da Companhia por sociedade do conglomerado econômico do Itaú BBA, e poderá, no futuro, contratar o Itaú BBA ou sociedades de seu conglomerado econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações necessárias para a condução de suas atividades.

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INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA

Identificação..................................................... Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., sociedade por ações de capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.998.301/0001-81, e registrada na CVM sob o nº 01836-8, com seus atos constitutivos arquivados na JUCESP sob o NIRE nº 35.300.170.563.

Sede.................................................................. A sede da Companhia está localizada na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Av. das Nações Unidas, 12.901, 30º andar, Brooklin Novo, 04578-910.

Data de registro da Emissora na CVM como companhia aberta ...................................

14 de julho de 1999.

Diretor de Relações com Investidores (responsável por eventuais esclarecimentos sobre a Emissão) ..............................................

Sr. Wagner Bertazo Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo CEP 04578-910– São Paulo– SP Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3548 Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573 wbertazo@duke-energy.com

Auditores Independentes da Companhia ......... PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (para os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2005, 2006 e 2007.

Acionista Controlador ....................................... Duke Energy International, Brasil Ltda.

Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia........................................................

Ações Ordinárias e Preferenciais, listadas na BOVESPA sob o código GEPA3 e GEPA4, respectivamente.

Jornais nos quais se realizam as Divulgações de Informações .....................................................

As informações referentes à Emissora são divulgadas no Diário Oficial do Estado do São Paulo e no jornal “Gazeta Mercantil”.

Site na Internet e e-mail para informações aos investidores e ao mercado................................

www.duke-energy.com.br As informações contidas no site da Companhia na Internet não fazem parte deste Prospecto.

Atendimento aos Debenturistas ....................... O atendimento aos debenturistas da Companhia é efetuado na Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, por seu Diretor de Relações com Investidores.

22

SUMÁRIO DA EMISSORA A presente seção contém informações apresentadas em outras seções deste Prospecto acerca da Companhia, mas não possui todas as informações que deverão ser consideradas pelos potenciais investidores antes de eventual tomada de decisão a respeito do investimento nas Debêntures objeto de cada oferta pública que venha a ser realizada nos termos da Oferta. A leitura da presente seção não substitui a leitura deste Prospecto. Visão Geral A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representando, em 31 de dezembro de 2007, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil. O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do País, contando com um total de 29 turbinas e 2.306,0 MW de Capacidade Instalada. Em 2006, a receita bruta da Companhia foi de R$ 664,1 milhões, a receita líquida de R$ 600,1 milhões, o EBITDA de R$ 369,6 milhões e, em 31 de dezembro de 2006, o total de ativos era de R$ 3.364,1 milhões. Em 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$729,5 milhões, a receita líquida de R$634,2 milhões, o EBITDA de R$403,9 milhões e, o total de ativos de R$3.311,7 milhões. A margem de EBITDA da Companhia em 2006 foi de 61,6% e 63,7% em 2007. A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por Parque Gerador estão dispostas abaixo conforme os períodos indicados.

Capacidade Instalada Geração de Energia

Exercício encerrado em 31 de Dezembro de

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

Usina 2007 2007 2006 2005

(MW) (GWh)

Capivara ......... 640,0 3.198,75 2.858,3 3.483,8Taquaruçu ...... 554,0 1.894,33 1.787,4 2.033,6

Chavantes....... 414,0 1.390,51 1.801,8 1.804,4

Rosana ........... 372,0 1.741,37 1.689,5 1.890,0

Jurumirim ....... 97,8 474,89 551,7 454,8

Canoas I ......... 82,5 380,60 516,2 555,0

Salto Grande ... 73,8 408,18 480,6 487,3

Canoas II ........ 72,0 483,19 416,3 440,8

Total............. 2.306,0 9.971,82 10.101,8 11.149,7

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A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração

de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial

da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke

Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de

privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações

ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a

deter indiretamente 94,7% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora,

favor ver seção “Informações Relativas à Emissora” - “Histórico da Emissora”.

Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de

energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo,

mercado Spot. Em 31 de dezembro de 2007, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL

(Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 47,3% e 50,6% do total da receita

bruta da Companhia. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia tinha celebrado contratos de venda de

energia com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste,

o que representa 471 MW médios.

A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99

regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e

UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a

concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do

consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem

direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.

A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de

grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15

de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de

cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e

três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em

94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações.

As novas ações originadas do grupamento, que foi definitivamente implementado no dia 1° de novembro de

2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da

Companhia, à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral

extraordinária, simultaneamente ao grupamento de suas ações, que: (i) os American Depositary Receipts (ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1

(um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto

ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia,

independentemente da espécie.

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Pontos Fortes A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes: Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$23,9 milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre 2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma melhor performance na habilidade de atingir as metas de energia assegurada da Companhia. A UHE Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. A Companhia antecipa investir aproximadamente R$21,0 milhões na atualização dos sistemas operacionais da UHE Chavantes nos anos de 2008 e 2009. Atualmente a Companhia não tem outro investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de dispêndio de capital da Companhia é de R$51,7 milhões para 2008, R$29,7 milhões para 2009 e R$24,3 milhões para 2010. Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil. Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de energia. Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência, respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul. Acionistas controladores comprometidos e experientes. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke Energy Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da controladora na Companhia representa o seu maior investimento internacional. Em 2007, a Duke Energy Corp. teve uma receita operacional líquida de US$12,7 bilhões, e uma capitalização, em 31 de dezembro de 2007, de aproximadamente US$25 bilhões. A Duke Energy Corp é uma experiente operadora de usinas e atualmente é dona ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados Unidos da América, Guatemala, El Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke Energy Corp. e sua excelente reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de seus negócios, particularmente com Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos padrões de governança corporativa a que a Duke Energy Corp está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias. A alta administração da Companhia frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke Energy Corp. assegurando assim um comprometimento com a qualidade de sua gestão.

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Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 93,7% de disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e 2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a sua disponibilidade e a confiança das suas instalações. Estratégia O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da estratégia da Companhia são os seguintes: Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 50,6% do volume de energia vendida pela Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47,3% do volume da energia vendido, a Companhia espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido, a Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de três à oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR, assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo. Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de reduzir as taxas de falha de sistemas. Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis. Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou 8 milhões de árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500 hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.

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Estrutura Organizacional Na data deste Prospecto o organograma da Companhia era:

A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é (55 11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante deste Prospecto.

90,8% 9,2%

0,0000001%

Minorit

0,78% 93,95% 5,27%

DEIBHL Duke Energy International Brazil Holdings Ltd

DEIBH LLC Duke Energy International Brazil Holdings, LLC

DEI Brasil Duke Energy International, Brasil Ltda

Duke Energy Corporation

DEIBHL DEIBH LLC

Duke Energy Group Holdings, LLC

Duke Energy International, LLC

Duke Energy Americas, LLC

Duke Energy Registration Services, Inc

Texas Eastern (Bermuda) Ltd

Duke Energy International Latin America, Ltd

Duke Energy Group, LLC

PARANAPANEMA

99,9999999% DEI Brasil

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2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Administradores da Emissora

• Coordenador Líder

• Coordenadores

• Banco Mandatário e Depositário

• Agente Fiduciário

• Consultores Legais

• Auditores Independentes

• Declaração da Emissora e do Coordenador Líder

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INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES Administradores da Emissora Quaisquer outras informações sobre a Emissora, a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com o Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Emissora, no seguinte endereço: Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. Diretor de Relações com Investidores Sr. Wagner Bertazo Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo São Paulo, SP, CEP 04578-910 Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3548 Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573 E-mail: wbertazo@duke-energy.com Internet: www.duke-energy.com.br Coordenador Líder Quaisquer outras informações sobre a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com o Coordenador Líder, no seguinte endereço: Banco Citibank S.A. At.: Sr. Hamilton Agle Avenida Paulista, 1111, 10º andar São Paulo, SP CEP 01311-100 Tel: (11) 4009-3193 Fax: (11) 4009-7558 E-mail: hamilton.agle@citi.com Internet: www.citibank.com.br Para que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplar do Prospecto Preliminar para leitura obrigatória e para que suas dúvidas possam ser esclarecidas, nos termos do inciso III do §3º do artigo 33 da Instrução CVM n.º 400/03, a Coordenador Líder designou o Sr. Hamilton Agle. Coordenadores Banco Itau BBA S.A. At.: Sr. Eduardo Prado Santos Av. Brigadeiro Faria Lima, 3400, 5º andar São Paulo, SP CEP 04538-132 Tel.: (11) 3708-8717 Fax.: (11) 3708-8107 E-mail: epsantos@itaubba.com.br Internet: www.itaubba.com.br

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Banco Mandatário e Depositário O Banco Mandatário e Depositário pode ser contatado no seguinte endereço: Banco Citibank S.A. At.: Sr. Hamilton Agle Avenida Paulista, 1.111, 10º andar São Paulo, SP CEP 01311-100 Tel: (11) 4009-3193 Fax: (11) 4009-7558 E-mail: hamilton.agle@citi.com Internet: www.citibank.com.br Agente Fiduciário O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço: Planner Trustee DTVM Ltda. At.: Viviane Rodrigues Av. Brigadeiro Faria Lima, 3900, 10º andar 04538-132, São Paulo - SP Tel.: (11) 2172-2600 Fax.: (11) 3078-6679 E-mail: vrodrigues@plannercorretora.com.br Internet: www.planner.com.br Consultores Legais Os consultores legais da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço: Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447 São Paulo – SP CEP: 01403-001 At.: Eduardo Soares Telefone: (11) 3147-7600 Fac-símile: (11) 3147-7770 E-mail: esoares@mattosfilho.com.br Internet: www.mattosfilho.com.br Os consultores legais dos Coordenadores podem ser contatados no seguinte endereço: Pinheiro Guimarães Advogados Av. Paulista, 1842, 24º andar 01310-923, São Paulo - SP At.: Linneu de Albuquerque Mello / Pedro Barretto Vasconcellos Tel.: (11) 4501-5000 Fac-símile: (11) 4501-5025 E-mail: lamello@pinheiroguimaraes.com.br / pvasconcellos@pinheiroguimaraes.com.br Internet: www.pinheiroguimaraes.com.br

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Auditores Independentes Os auditores responsáveis pelas demonstrações financeiras da Emissora podem ser contatados no seguinte endereço: PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes At.: Sr. Sérgio Zamora Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400 - Torre Torino São Paulo, SP, CEP 05001-400 Tel: (11) 3674-3506 Fax: (11) 3674-2039 E-mail: sergio.zamora@br.pwc.com Internet: www.pwc.com Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03: Declaração da Emissora e do Coordenador Líder Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seus Diretores Estatutários, Sr.Wagner Bertazo e Sr. Mickey John Peters, que as informações constantes deste Prospecto e do Prospecto Definitivo são e serão verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores o conhecimento das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades, bem como uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborados de acordo com as normas pertinentes. Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, o Coordenador Líder declara, por meio de seu Diretor Estatutário José Flavio Ferreira Ramos e William Meissner que (i) este Prospecto contém e o Prospecto Definitivo conterá as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, bem como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito do das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes; e (ii) tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência, para assegurar que as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito de cada emissão efetuada ao amparo das Debêntures.

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3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta

• Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro

• Destinação dos Recursos

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CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Composição do Capital Social Na data deste Prospecto, o capital social da Emissora era de R$1.999.137.503,80, representado por 94.433.283 ações, sendo 48.922.439 ações ordinárias nominativas e sem valor nominal e 45.510.844 ações preferenciais nominativas e sem valor nominal. A tabela abaixo reflete as principais posições acionárias da Emissora.

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda. 45.170.204 92,33 43.553.519 95,70 88.723.723 93,95

Duke Energy International,

Brazil Holding 380.789 0,78 354.234 0,78 735.023 0,78

Outros 3.371.446 6,89 1.603.091 3,52 4.974.537 5,27

Total 48.922.439 100,00 45.510.844 100,00 94.433.283 100,00

Autorizações Societárias A emissão das Debêntures e a Oferta foram aprovadas com base nas deliberações (i) da assembléia geral extraordinária da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 13 de novembro de 2007, sob o nº 422.851/07-3, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil" em 28 de dezembro de 2007; (ii) da reunião do conselho de administração da Emissora realizada em 15 de janeiro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 17 de janeiro de 2008, sob o nº 31.391/08-4, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil", em 04 de março de 2008; (iii) da reunião do conselho de administração da Emissora realizada em 05 de março de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil"; e (iv) da reunião do conselho de administração da Emissora que aprovará a taxa final da remuneração a ser realizada, cuja ata será arquivada na JUCESP e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Gazeta Mercantil". Características da Oferta Colocação As Debêntures serão objeto de distribuição pública, com colocação dividida entre os regimes de garantia firme e de melhores esforços, nos termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou máximos, devendo a Oferta ser efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding, sendo certo que a distribuição será realizada ainda que não haja a colocação total das Debêntures.

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Coletas de Intenções de Investimento (Bookbuilding) Será adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM 400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos, para a definição, pela Emissora ("Procedimento de Bookbuilding"):

• conforme previsto no item "Séries", (a) a emissão das Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade das Debêntures da Segunda Série; e

• a Remuneração da Primeira Série e a Remuneração da Segunda Série.

Para fins de fixação do preço de distribuição das Debêntures, não serão coletadas intenções de investimento de pessoas vinculadas à distribuição. O resultado do Procedimento de Bookbuilding será ratificado pelo conselho de administração da Emissora e divulgado nos termos do artigo 23, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, sendo que será ratificada por meio de aditamento à Escritura de Emissão. Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a publicação do anúncio de início da Oferta ("Anúncio de Início"); e (iii) a disponibilização do prospecto definitivo da Oferta ("Prospecto Definitivo") aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação do Anúncio de Início. Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas de acordo com os procedimentos da CETIP. Forma e Preço de Integralização. As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição ("Data de Integralização") e em moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo), acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de Integralização; e (ii) as Debêntures da Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a Data de Integralização. Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário por meio do SND. Características das Debêntures Número da emissão As Debêntures representam a primeira emissão de debêntures da Emissora.

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Valor total da emissão O valor total da Oferta é de R$750.000.000,00, na Data de Emissão, sem considerar as Debêntures Suplementares (conforme definido abaixo) e as Debêntures Adicionais (conforme definido abaixo). Quantidade Serão emitidas até 75.000 Debêntures, sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais, observado o disposto no item "Séries" abaixo. Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Adicionais) poderá ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 11.250 Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Suplementares"), destinadas a atender excesso de demanda que eventualmente seja constatado no decorrer da Oferta, conforme opção a ser outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição, que somente poderá ser exercida pelos Coordenadores em comum acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Suplementares poderão ser Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série. Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Suplementares) poderá ser acrescida em até 20%, ou seja, em até 15.000 Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Adicionais"), que somente poderão ser emitidas pela Emissora em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Adicionais poderão ser Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série. Valor nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00, na Data de Emissão ("Valor Nominal"). Séries A emissão será realizada em até duas séries, observado que o somatório das Debêntures da Primeira Série e das Debêntures da Segunda Série não poderá exceder R$750.000.000,00, na Data de Emissão, e nem 75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais), sendo que (i) a primeira série se, de acordo com o Procedimento de Bookbuilding, for emitida, será composta por até 75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais) ("Debêntures da Primeira Série"); e (ii) a segunda série se, de acordo com o Procedimento de Bookbuilding, for emitida, será composta por até 75.000 Debêntures (sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais) ("Debêntures da Segunda Série"). Em havendo a emissão das duas séries, a Emissora não poderá colocar as Debêntures da Segunda Série antes de colocadas todas as Debêntures da Primeira Série ou cancelando o saldo não colocado. Ressalvadas as referências específicas às Debêntures da Primeira Série ou às Debêntures da Segunda Série, todas as referências às "Debêntures" devem ser entendidas como referências às Debêntures da Primeira Série e às Debêntures da Segunda Série, em conjunto.

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Forma As Debêntures serão emitidas sob a forma nominativa, escritural, sem emissão de cautelas ou certificados, sendo que, para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato de conta de depósito emitido pelo Banco Citibank S.A., prestador de serviços de escrituração e de banco mandatário das Debêntures ("Instituição Depositária"), e, adicionalmente, para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta um relatório de posição de ativos, acompanhado de extrato em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos que, igualmente, servirá de comprovante de titularidade de Debêntures. Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações. Espécie e Limite de Emissão As Debêntures serão da espécie quirografária, nos termos do artigo 58 da Lei das Sociedades por Ações. Tendo em vista que, na data deste Prospecto, o capital social subscrito e integralizado da Emissora é de R$1.999.137.503,80 (um bilhão, novecentos e noventa e nove milhões, cento e trinta e sete mil, quinhentos e três reais e oitenta centavos), o limite de emissão previsto no artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações está atendido. Data de emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o dia 15 de março de 2008 ("Data de Emissão"). Prazo e data de vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das Debêntures da Primeira Série será de 6 (seis) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de março de 2014 ("Data de Vencimento da Primeira Série"); e (ii) das Debêntures da Segunda Série será de 8 (oito) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de março de 2016 ("Data de Vencimento da Segunda Série" e, em conjunto com a Data de Vencimento da Primeira Série, "Data de Vencimento"). Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos) por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2012 e o saldo remanescente do Valor Nominal na Data de Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2014 e o saldo remanescente do Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.

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Remuneração As Debêntures da Primeira Série e as Debêntures da Segunda Série serão remuneradas de acordo com o disposto a seguir. Remuneração da Primeira Série. A remuneração das Debêntures da Primeira Série será a seguinte:

I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série não será atualizado; e

II. juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série

incidirão juros remuneratórios correspondentes à variação acumulada das taxas médias diárias dos DI – Depósitos Interfinanceiros de um dia, "over extra-grupo", expressas na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculadas e divulgadas diariamente pela CETIP, no informativo diário disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br) ("Taxa DI"), acrescida exponencialmente de sobretaxa equivalente a [•]% ([•]) ("Sobretaxa da Primeira Série", e, em conjunto com a Taxa DI, "Remuneração da Primeira Série"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização (conforme definido abaixo) anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira Série será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2008 e, o último, na Data de Vencimento da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira Série os titulares das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da Primeira Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Remuneração da Primeira Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

( )[ ]{ }1−××= dFatorSpreaFatorDIVNeJ , onde:

J = valor da Remuneração da Primeira Série relativa a cada uma das Debêntures da Primeira Série, acumulada no período, devida ao final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento; VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Primeira Série para o primeiro Período de Capitalização, ou saldo do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Primeira Série não amortizado no caso dos demais Períodos de Capitalização, informado/calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; FatorDI = produtório das Taxas DI (TDIk) da data de início de capitalização, inclusive, até a data de cálculo, exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

( )[ ]∏=

+=DIn

kkTDIFatorDI

1

1 , onde:

nDI = número total de Taxas DI, sendo "nDI" um número inteiro; e

40

TDIk = Taxa DI, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com arredondamento;

11100DITDI

252d

kk

k

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ += , onde:

k = 1, 2, ..., n; DIk = Taxa DI, utilizada com 2 (duas) casas decimais; dk = número de dia(s) útil(eis) correspondente(s) ao prazo de validade da Taxa DI, sendo "dk" um número inteiro; FatorSpread = sobretaxa de juros fixos calculada com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento, calculado conforme fórmula abaixo:

⎪⎭

⎪⎬

⎫

⎪⎩

⎪⎨

⎧

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ += 1

100spread dFatorSprea

252DP

, onde:

spread = Sobretaxa da Primeira Série, equivalente a [•]% ([•]), na forma percentual ao ano, informado com 4 (quatro) casas decimais; N = 252 (duzentos e cinqüenta e dois); e DP = número de dias úteis entre a data de pagamento de juros remuneratórios anterior e a data atual, sendo "DP" um número inteiro. O fator resultante da expressão (1 + TDIk) é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem arredondamento. Efetua-se o produtório dos fatores diários (1 + TDIk), sendo que a cada fator diário acumulado, trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado. Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante "FatorDI" com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento. O fator resultante da expressão (FatorDI x FatorSpread) é considerado com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento. A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo órgão responsável pelo seu cálculo, salvo quando expressamente indicado de outra forma.

41

Remuneração da Segunda Série. A remuneração das Debêntures da Segunda Série será a seguinte:

I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série será atualizado pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística ("IPCA"), desde a Data de Emissão até a data de seu efetivo pagamento, calculada de forma pro rata temporis por dias úteis ("Atualização Monetária da Segunda Série"). A Atualização Monetária da Segunda Série será paga nas mesmas datas e proporcional à amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2014 e o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. O Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série será calculado de acordo com a seguinte fórmula:

C VNe VNa ×= , onde: VNa = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos, atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série não amortizado informado/calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito) casas decimais, sem arredondamento, apurado da seguinte forma:

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡××⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡×⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=

−

ndutndup

2dut2dup

1dut1dup

1n

n

1

2

0

1

NINI

...NINI

NINI

C

, onde: NI0 = valor do IPCA do mês anterior ao mês de início de atualização; NI1 = valor do IPCA do mês de início de atualização; NI2 = valor do IPCA do mês subseqüente ao mês de início de atualização; NIn = valor do IPCA do mês anterior ao mês de atualização utilizado até a data de aniversário das Debênture da Segunda Série, ou, após a data de aniversário, valor do IPCA do mês de atualização. NIn-1 = valor do número-índice do mês anterior ao mês "n"; dup = número de dias úteis da data-base anterior, sendo essa a data de aniversário em cada mês, até a data de atualização, limitado ao número total de dias úteis de vigência do IPCA, sendo "dup" um número inteiro; e

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dut = número de dias úteis contidos entre a data-base anterior e a próxima data-base, sendo "dut" um número inteiro. Considera-se "mês de atualização" o mês compreendido entre duas datas de aniversário consecutivas e "data de aniversário" todo dia 15 (quinze) de cada mês. Caso o dia 15 (quinze) de cada mês não seja dia útil, prorroga-se a data para o 1º (primeiro) dia útil subseqüente. O IPCA deverá ser utilizado considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo órgão responsável por seu cálculo. A Atualização Monetária da Segunda Série deverá ser calculada com base na parcela do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série efetivamente amortizado nas datas de pagamento da amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série, conforme fórmula a seguir: AT = AMT x (C-1), onde: AT = Atualização Monetária da Segunda Série relativa a cada uma das Debêntures da Segunda Série, a ser paga com as parcelas das amortizações do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série; AMT = parcela de amortização do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos) e a última no valor de R$3.333,34 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e quatro centavos); C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito) casas decimais, sem arredondamento, conforme definido acima; e

II. juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal Atualizado das Debêntures da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série incidirão juros remuneratórios correspondentes a [•]% ([•]) ao ano, base 252 dias úteis ("Sobretaxa da Segunda Série", e, em conjunto com a atualização monetária da Segunda Série, "Remuneração da Segunda Série" e a Remuneração da Segunda Série em conjunto com a Remuneração da Primeira Série, "Remuneração"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

[ ]{ }1FatorJurosVNaJ −×=, onde:

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J = valor da Sobretaxa relativa a cada uma das Debêntures da Segunda Série, devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento; VNa = Valor Nominal atualizado de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do Valor Nominal atualizado de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos, calculado com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento; FatorJuros = Fator de juros fixos calculado com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento;

⎪⎭

⎪⎬

⎫

⎪⎩

⎪⎨

⎧

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ += 1

100taxa FatorJuros

252DP

, onde:

taxa = Sobretaxa da Segunda Série, equivalente a [•]% ([•]) ao ano, na forma percentual ao ano, informado com 4 (quatro) casas decimais; e DP = número de dias úteis entre o último evento e a data atual, sendo "DP" um número inteiro.

Os fatores resultantes das expressões

ndctndcp

1n

n

NINI

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

− e

ndutndup

1n

n

NINI

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

− são considerados com 8 (oito) casas decimais sem arredondamento. O produtório é executado a partir do fator mais recente, acrescentando-se, em seguida, os mais remotos. Os resultados intermediários são calculados com 16 (dezesseis) casas decimais, sem arredondamento.

Define-se "Período de Capitalização" o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no caso do primeiro Período de Capitalização, ou na data prevista do pagamento dos juros remuneratórios imediatamente anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na data prevista para o pagamento dos juros remuneratórios correspondente ao período. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade. O valor da Remuneração será agregado ao saldo do Valor Nominal das Debêntures para efeito de apuração do saldo devedor das Debêntures. O pagamento dos juros remuneratórios será exigível somente no final de cada Período de Capitalização, sem prejuízo dos demais vencimentos previstos na Escritura de Emissão. Indisponibilidade e Substituição da Taxa DI ou do IPCA Observado o disposto no item Remuneração da Primeira Série acima, no caso de indisponibilidade temporária da Taxa DI ou do IPCA quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de Emissão, será utilizada, em sua substituição, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso, até a data do cálculo, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, multas ou penalidades, tanto por parte da Emissora, quanto pelos Debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI ou do IPCA respectivo.

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Em caso de ausência da apuração e/ou divulgação da Taxa DI ou do IPCA por mais de 10 (dez) dias consecutivos da data esperada para a sua divulgação ou, imediatamente, em caso de extinção da Taxa DI ou do IPCA ou de impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou do IPCA por imposição legal ou determinação judicial, a Taxa DI ou o IPCA, conforme o caso, deverá ser substituído pelo substituto determinado legalmente para tanto. No caso de não haver substituto legal da Taxa DI ou do IPCA, conforme o caso, o Agente Fiduciário deverá, no prazo de até 2 (dois) dias úteis contados da data de término do prazo de qualquer um dos eventos previstos no início deste item, convocar assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, para deliberar, de comum acordo com a Emissora, e observada a Decisão Conjunta BACEN/CVM n.º 13, de 14 de março de 2003, e/ou regulamentação aplicável, o novo parâmetro de remuneração das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, parâmetro este que deverá preservar o valor real e os mesmos níveis da Remuneração da Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso ("Remuneração Substitutiva"). Até o momento da definição da Remuneração Substitutiva ou da definição, pela Emissora, entre o disposto nos incisos I ou II abaixo, conforme o caso, quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de Emissão, será utilizada para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA divulgados oficialmente, conforme o caso. Caso Debenturistas da Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, reunidos em assembléia geral, representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, não aprovem a Remuneração Substitutiva proposta pela Emissora, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no prazo de 15 (quinze) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a que se refere este item, qual a alternativa escolhida:

I. a Emissora deverá resgatar e, conseqüentemente, cancelar, a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, no prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a que se refere este item, pelo saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração devida, apurada conforme os itens Remuneração da Primeira Série ou Remuneração da Segunda Série acima, conforme o caso, calculada pro rata temporis, até a data do seu efetivo pagamento, utilizando-se, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso, sendo que o resgate a que se refere este inciso não será acrescido de prêmio ou penalidade de qualquer natureza; ou

II. a Emissora deverá amortizar integralmente a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, e pagar a Remuneração Substitutiva definida pelos Debenturistas da Primeira Série ou pelos Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, em cronograma a ser estipulado pela Emissora, o qual (i) não superará o prazo médio original das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, ponderado pelos fluxos de caixa (duration); (ii) não excederá a Data de Vencimento da Primeira Série ou a Data de Vencimento da Segunda Série, conforme o caso; e (iii) deverá observar mesma periodicidade do pagamento da Remuneração da Primeira Série prevista no item Remuneração da Primeira Série, ou a periodicidade do pagamento da Remuneração da Segunda Série prevista no item Remuneração da Primeira Série acima, conforme o caso.

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Repactuação Não haverá repactuação programada. Resgate Antecipado Obrigatório A Emissora poderá a partir (i) do 48º (quadragésimo oitavo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série, promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures em circulação ("Resgate Antecipado Obrigatório"), conforme o caso, mediante:

I. publicação de "Aviso aos Debenturistas", com antecedência mínima de 20 (vinte) dias da data do Resgate Antecipado Obrigatório, o qual deverá descrever os termos e condições do Resgate Antecipado Obrigatório, incluindo (a) a data do Resgate Antecipado; e (b) o valor a ser pago aos Debenturistas a título do Resgate Antecipado Obrigatório, que deverá ser equivalente ao saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento;

II. pagamento de um prêmio de resgate correspondente a seguinte fórmula:

Prêmio de Resgate (%) = Px(DD) (TDC)

onde,

P = 1,5%; DD = número de dias corridos a partir da data do Resgate Antecipado Obrigatório até a Data de Vencimento; e TDC = número total de dias corridos desde o 48º (quadragésimo oitavo) e 60º (sexagésimo) mês contado da Data de Emissão até a Data de Vencimento, conforme o caso.

III. a Emissora terá o prazo de 3 (três) dias úteis a partir da data do Resgate Antecipado Obrigatório para proceder à sua liquidação.

Oferta de Resgate Antecipado Facultativo A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo, oferta de resgate antecipado das Debêntures, com o conseqüente cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas sem distinção, assegurado a todos os Debenturistas igualdade de condições para aceitar o resgate das Debêntures de que forem titulares, da seguinte forma ("Oferta de Resgate Antecipado"):

I. a Emissora realizará a Oferta de Resgate Antecipado por meio de publicação de anúncio nos

termos do item "Publicidade" abaixo, o qual deverá descrever os termos e condições da Oferta de Resgate Antecipado, incluindo (a) se o resgate será total ou parcial; (b) o valor do prêmio de resgate, caso exista; e (c) a data efetiva para o resgate e pagamento das Debêntures a serem resgatadas; e (d) demais informações necessárias para tomada de decisão pelos Debenturistas;

II. após a publicação dos termos da Oferta de Resgate Antecipado, os Debenturistas que optarem pela adesão à Oferta de Resgate Antecipado terão o prazo de 10 (dez) dias úteis para se manifestarem formalmente perante o Agente Fiduciário, findo o qual, a Emissora terá o prazo de 3 (três) dias úteis para proceder à liquidação da Oferta de Resgate Antecipado;

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III. a Emissora poderá condicionar o Resgate Antecipado à aceitação deste por um percentual mínimo de Debenturistas que definir quando da realização da Oferta de Resgate Antecipado;

IV. o valor a ser pago aos Debenturistas a título da Oferta de Resgate Antecipado será equivalente ao saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido (a) da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento; e (b) de eventual prêmio de resgate a ser oferecido aos Debenturistas, a exclusivo critério da Emissora, prêmio de resgate esse que não poderá ser negativo; e

V. na hipótese do Resgate Antecipado parcial, as Debêntures serão resgatadas de forma pro rata entre todos os titulares de Debêntures. O Resgate Antecipado parcial das Debêntures pela Emissora deverá ser realizado (i) para as debêntures registradas no SND, conforme procedimentos adotados pela CETIP, através de "operação de compra e de venda definitiva", sendo que todas as etapas desse processo, tais como habilitação dos debenturistas, qualificação, sorteio, apuração, definição do rateio e de validação das quantidades de Debêntures a serem resgatadas por debenturista, serão realizadas fora do âmbito da CETIP. Fica definido que, caso a CETIP venha a implementar outra funcionalidade para operacionalizar o resgate parcial, não haverá a necessidade de ajuste à Escritura de Emissão ou qualquer outra formalidade, ou (ii) por meio da Instituição Depositária, no caso do debenturista não estar vinculado à CETIP.

Aquisição Facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação por preço não superior ao saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas pela Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas, permanecer em tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria nos termos deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação. Encargos moratórios Ocorrendo impontualidade no pagamento de qualquer valor devido relativamente a qualquer obrigação decorrente da Escritura de Emissão, sobre todos e quaisquer valores em atraso incidirão, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, e sem prejuízo da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, (i) multa moratória de 2% (dois por cento); e (ii) juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata temporis desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento ("Encargos Moratórios"). Decadência dos direitos aos acréscimos O não comparecimento do Debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer obrigações pecuniárias nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em qualquer comunicação realizada ou aviso publicado nos termos da Escritura de Emissão não lhe dará o direito a qualquer acréscimo no período relativo ao atraso no recebimento, assegurados, todavia, os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento ou pagamento, no caso de impontualidade no pagamento.

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Local de pagamento Os pagamentos referentes às Debêntures e a quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão serão efetuados pela Emissora, por intermédio da CETIP, conforme as Debêntures estejam custodiadas na CETIP ou, ainda, por meio da Instituição Depositária para os Debenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas na CETIP. Imunidade Tributária Caso qualquer Debenturista tenha imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar à Instituição Depositária, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis anteriores à data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, toda a documentação comprobatória de tal imunidade ou isenção tributária, sendo certo que, caso o Debenturista não envie referida documentação, a Emissora fará as retenções dos tributos previstos em lei. Prorrogação dos prazos Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação prevista na Escritura de Emissão até o 1º (primeiro) dia útil subseqüente, se o seu vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, exceto pelos casos cujos pagamentos devam ser realizados pela CETIP, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriados bancários nacionais, sábados ou domingos. Vencimento Antecipado Sujeito ao disposto nas Cláusulas 6.22.1, 6.22.2 e 6.22.3 da Escritura de Emissão, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do saldo do Valor Nominal das Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento (e, ainda, no caso do inciso II abaixo, dos Encargos Moratórios, de acordo com o previsto na Cláusula 6.22.3 da Escritura de Emissão), na ocorrência de quaisquer dos seguintes eventos (cada evento, um "Evento de Inadimplemento"):

I. descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de Emissão, não sanada no prazo de 30 (trinta) dias contados da data de comunicação do referido descumprimento (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro, sendo que o prazo previsto neste inciso não se aplica às obrigações para as quais tenha sido estipulado prazo de cura específico;

II. não pagamento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária relativa às Debêntures e/ou a Escritura de Emissão na respectiva data de pagamento prevista na Escritura de Emissão, não sanado no prazo de até 2 (dois) dias úteis contado da data do respectivo vencimento;

III. inadimplemento, não sanado no prazo previsto no respectivo contrato ou, nos demais casos, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data estipulada para pagamento, ou vencimento antecipado de qualquer dívida da Emissora, cujo valor, individual ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas);

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IV. protesto legítimo de títulos contra a Emissora, cujo valor, unitário ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas), exceto se, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data do protesto, tiver sido comprovado ao Agente Fiduciário que (a) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro; (b) o protesto foi cancelado; ou (c) o valor do(s) título(s) protestado(s) foi depositado em juízo;

V. se, após a transferência de controle acionário direto ou indireto da Companhia, a Moody's, ou na falta desta, uma das agências de classificação de risco, dentre a Standard & Poor's ou a Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência de controle acionário, os ratings da Emissão e/ou da Companhia em dois níveis em relação aos ratings da Emissão e da Companhia constantes do Anúncio de Início, ou na data da última revisão anual dos referidos ratings, dos dois o que for mais recente;

VI. cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Emissora, excetuadas a cisão, a fusão e a incorporação quando atendidos os requisitos do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações, previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas;

VII. (a) decretação de falência da Emissora; (b) pedido de autofalência pela Emissora; (c) pedido de falência da Emissora formulado por terceiros não elidido no prazo legal; (d) pedido de recuperação judicial ou de recuperação extrajudicial da Emissora, independentemente do deferimento do respectivo pedido; ou (e) liquidação, dissolução ou extinção da Emissora, exceto se a liquidação, dissolução e/ou extinção decorrer de uma operação societária que não constitua um Evento de Inadimplemento;

VIII. transformação da Emissora em sociedade limitada, nos termos dos artigos 220 a 222 da Lei das Sociedades por Ações;

IX. alteração do objeto social da Emissora, conforme disposto em seu estatuto social, que altere substancialmente as atividades atualmente praticadas e exclusivamente relacionadas, direta ou indiretamente, ao setor de geração de energia elétrica;

X. término antecipado ou intervenção pelo poder concedente, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão, concedidos a Emissora pelo Poder Concedente (União Federal), relativo ao serviço público de geração de energia hidroelétrica;

XI. comprovação de que qualquer das declarações prestadas na Cláusula 10 da Escritura de Emissão e/ou no Contrato de Distribuição provaram-se falsas, incorretas ou enganosas em qualquer aspecto relevante, não sanado no prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de comunicação da referida comprovação (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro;

XII. realização de redução de capital social da Emissora, , ressalvado, entretanto, a redução de capital social obedecido o disposto do parágrafo 3º, do artigo 174 da Lei das Sociedades por Ações, bem como a redução de capital social quando realizada para absorver prejuízo;

XIII. distribuição de dividendos, pagamento de juros sobre o capital próprio ou a realização de quaisquer outros pagamentos a seus acionistas após a data do registro da Emissão perante a CVM e antes da Data de Vencimento das Debêntures, caso a Emissora esteja em mora com qualquer de suas obrigações estabelecidas na Escritura de Emissão, ressalvado, entretanto, o pagamento do dividendo mínimo obrigatório previsto no artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações; e

XIV. não observância, pela Companhia, dos limites dos índices financeiros de "Dívida Liquida/EBITDA" que não poderá ser superior a 3,20 (três inteiros e vinte centésimos); e de "EBITDA/Resultado Financeiro" que não poderá ser inferior a 2,0 (dois inteiros), a serem apurados ao final de cada trimestre fiscal a partir da Data de Emissão:

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xiv.a. Para fins do disposto no item XIV acima, serão considerados os demonstrativos financeiros consolidados da Companhia, onde: xiv.a.1. "Dívida Líquida", significa o endividamento oneroso total da Companhia menos as disponibilidades em caixa e aplicações financeiras, incluindo as contas de reservas; xiv.a.2. "EBITDA" (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization), significa o lucro da Companhia antes de juros, tributos, amortização e depreciação ao longo dos últimos 12 (doze) meses; xiv.a.3. "Resultado Financeiro", significa a diferença entre Receitas Financeiras e Despesas Financeiras da Companhia ao longo dos últimos 12 (doze) meses, das quais deverão ser excluídos, para efeito da apuração dos compromissos financeiros, os juros sobre capital próprio. O Resultado Financeiro será apurado em módulo se for negativo e, ser for positivo, será considerado "1" (um); e xiv.a.4. "Patrimônio Líquido", significa a soma das contas de capital social, reserva de lucros, reserva de capital, reserva de reavaliação, subtraído do valor das ações em Tesouraria.

Ocorrendo quaisquer dos Eventos de Inadimplemento previstos nos incisos II, III, IV, V, VI, VII ou XIII acima, as Debêntures tornar-se-ão automaticamente vencidas, independentemente de aviso ou notificação, judicial ou extrajudicial. Ocorrendo quaisquer dos demais Eventos de Inadimplemento (que não sejam aqueles previstos no parágrafo acima), o Agente Fiduciário deverá, inclusive para fins do disposto nas Cláusulas 8.5 e 8.5.1 da Escritura de Emissão, convocar, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis contados da data em que constatar sua ocorrência, assembléias gerais de Debenturistas, a se realizarem no prazo mínimo previsto em lei. Se, nas referidas assembléias gerais de Debenturistas, Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, decidirem por não considerar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, ou, ainda, em caso de suspensão dos trabalhos para deliberação em data posterior, o Agente Fiduciário não deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso; caso contrário, ou em caso de não instalação, em segunda convocação, das referidas assembléias gerais de titulares das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso. Na ocorrência do vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, a Emissora obriga-se a resgatar a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, com o seu conseqüente cancelamento, obrigando-se a pagar, o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso (e, no caso do inciso II acima, dos Encargos Moratórios, calculados a partir da data em que tais pagamentos deveriam ter sido efetuados), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, em até 3 (três) dias úteis contados da data da declaração do vencimento antecipado, sob pena de, em não o fazendo, ficarem obrigadas, ainda, ao pagamento dos Encargos Moratórios.

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Publicidade Exceto o Anúncio de Início, o anúncio de encerramento da Oferta ("Anúncio de Encerramento"), o aviso ao mercado a que se refere o artigo 53 da Instrução CVM 400/03 e eventuais outros avisos aos investidores que sejam publicados até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, que somente serão publicados no jornal "Gazeta Mercantil", todos os atos e decisões relativos às Debêntures deverão ser comunicados, na forma de aviso, no Diário Oficial do Estado de São Paulo e jornal "Gazeta Mercantil", sempre imediatamente após a ciência do ato a ser divulgado, devendo os prazos para manifestação dos Debenturistas, caso seja necessário, obedecer ao disposto na legislação em vigor, na Escritura de Emissão ou, na falta de disposição expressa, ser de, no mínimo, de 10 (dez) dias úteis contados da data da publicação do aviso. A Emissora poderá alterar o jornal acima por outro jornal de grande circulação, mediante comunicação por escrito ao Agente Fiduciário e a publicação, na forma de aviso, no jornal a ser substituído. Assembléias Gerais de Debenturistas Os Debenturistas da Primeira Série e os Debenturistas da Segunda Série poderão, a qualquer tempo, reunir-se em assembléia, de acordo com o disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas da Primeira Série e/ou dos Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso. Convocação As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série poderão ser convocadas pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas da Primeira Série e Debenturistas da Segunda Série que representem, no mínimo, 10% (dez por cento) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou 10% (dez por cento) das Debêntures da Segunda Série em circulação ou pela CVM. A convocação das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série se dará mediante anúncio publicado pelo menos 3 (três) vezes no Diário Oficial do Estado de São Paulo e jornal "Gazeta Mercantil", respeitadas outras regras relacionadas à publicação de anúncio de convocação de assembléias gerais constantes da Lei das Sociedades por Ações, da regulamentação aplicável e da Escritura de Emissão. Instalação As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série instalar-se-ão, em primeira convocação, com a presença de titulares de, no mínimo, metade das Debêntures da Primeira Série em circulação ou metade das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, e, em segunda convocação, com qualquer quorum. Mesa A presidência das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série caberá aos Debenturistas da Primeira Série e aos Debenturistas da Segunda Série eleitos por estes próprios ou àqueles que forem designados pela CVM. Deliberações Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série, a cada Debênture em circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário, Debenturista ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas as deliberações a serem tomadas em assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de aprovação de Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.

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Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os quoruns expressamente previstos em outras cláusulas da Escritura de Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por Debenturistas da Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, (a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da Remuneração, exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de quaisquer datas de pagamento de quaisquer valores previstos na Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da criação de evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate Antecipado; ou (g) de qualquer Evento de Inadimplemento. Para os fins da Escritura de Emissão, "Debêntures em circulação" significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as Debêntures pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a qualquer controladora ou controlada, direta ou indireta, da Emissora ou qualquer de seus diretores ou conselheiros. Representantes Legais Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas assembléias gerais de Debenturistas. Comparecimento do Agente Fiduciário O Agente Fiduciário deverá comparecer às assembléias gerais de Debenturistas e prestar aos Debenturistas as informações que lhe forem solicitadas. Aplicação da Lei das Sociedades por Ações Aplica-se às assembléias gerais de Debenturistas, no que couber, o disposto na Lei das Sociedades por Ações, sobre a assembléia geral de acionistas. Contrato de Distribuição O Contrato de Distribuição está disponível para consulta na sede da Emissora e dos Coordenadores indicada na seção "Informações Sobre os Administradores, Consultores e Auditores". Regime de Colocação Garantia Firme. Observadas as condições previstas no Contrato de Distribuição, os Coordenadores realizarão, sem solidariedade entre estes, a colocação, em regime de garantia firme, de 50.000 Debêntures, no prazo de até três dias úteis contados da data de publicação do Anúncio de Início ("Prazo de Colocação"), na proporção descrita no Contrato de Distribuição ("Debêntures Objeto da Garantia Firme"). Se, até o final do Prazo de Colocação, as Debêntures da Primeira Série e/ou as Debêntures da Segunda Série não tiverem sido totalmente colocadas, os Coordenadores, sem qualquer solidariedade entre estes e na proporção das respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme, deverão, até o último dia do Prazo de Colocação, subscrever e integralizar as respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme que porventura não forem colocadas junto a investidores, nas condições previstas no Contrato de Distribuição. A garantia firme descrita acima é válida até 10 de abril de 2008 ou a data de liquidação da Oferta, o que ocorrer primeiro, podendo tal prazo ser estendido a critério exclusivo dos Coordenadores. A garantia firme descrita acima não se estende às Debêntures Suplementares e/ou às Debêntures Adicionais.

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Para os fins do disposto no item 5 do Anexo VI à Instrução CVM 400/03, caso qualquer Coordenador eventualmente (i) venha a subscrever Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série por força da garantia firme acima; e (ii) tenha interesse em vender tais Debêntures da Primeira Série e/ou tais Debêntures da Segunda Série antes da publicação do Anúncio de Encerramento, o preço de revenda de tais Debêntures da Primeira Série e/ou de tais Debêntures da Segunda Série será limitado ao Valor Nominal, acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da respectiva venda. A revenda das Debêntures pelos Coordenadores, após a publicação do Anúncio de Encerramento, poderá ser feita pelo preço a ser apurado de acordo com as condições de mercado verificadas à época. A revenda das Debêntures, conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável. Melhores Esforços. Adicionalmente, observadas as condições previstas neste Contrato, os Coordenadores envidarão os melhores esforços para colocar 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures ("Debêntures Objeto de Melhores Esforços"), no Prazo de Colocação. Se, até o final do Prazo de Colocação, as Debêntures Objeto de Melhores Esforços não tiverem sido totalmente colocadas, os Coordenadores não se responsabilizarão pelo saldo não colocado, obrigando se a Companhia a cancelar o saldo das Debêntures Objeto de Melhores Esforços não colocado. Plano da Oferta Observadas as disposições da regulamentação aplicável, os Coordenadores realizarão a Oferta conforme o plano da Oferta adotado em conformidade com o disposto no parágrafo 3º do artigo 33 da Instrução CVM 400/03, de forma a assegurar (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos respectivos clientes dos Coordenadores, e (iii) que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplares do prospecto preliminar da Oferta ("Prospecto Preliminar"), do Prospecto Definitivo ("Prospecto Definitivo"), para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas designadas pelos Coordenadores ("Plano da Oferta"). O Plano da Oferta será fixado nos seguintes termos:

• após o protocolo do pedido de registro da Oferta na CVM e anteriormente à concessão de tal registro, foram realizadas apresentações para potenciais investidores (road show e/ou one-on-ones) ("Apresentações para Potenciais Investidores"), conforme determinado pelos Coordenadores de comum acordo com a Emissora, durante os quais foram distribuídos exemplares do Prospecto Preliminar;

• os materiais publicitários ou documentos de suporte às Apresentações para Potenciais Investidores eventualmente utilizados foram submetidos à aprovação prévia da CVM, nos termos do artigo 50 da Instrução CVM 400/03, ou encaminhados à CVM previamente à sua utilização, nos termos do parágrafo 5º do artigo 50 da Instrução CVM 400/03, respectivamente;

• não existirão reservas antecipadas ou fixação de lotes mínimos ou máximos, devendo a Oferta ser efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding, podendo ser levadas em consideração as relações com clientes e outras considerações de natureza comercial ou estratégica dos Coordenadores e da Emissora, observado, entretanto, que os Coordenadores se comprometem a direcionar a Oferta a investidores que tenham perfil de risco adequado, bem como a observar tratamento justo e eqüitativo quanto aos mesmos;

• o público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM 409, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos Prospectos;

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• tendo em vista que parte da Oferta das Debêntures será realizada em regime de melhores esforços, nos termos do artigo 31 da Instrução CVM n.º 400/03, o investidor poderá, no ato da aceitação à Oferta, condicionar sua adesão a que haja Oferta: (a) da totalidade das Debêntures objeto da Oferta, sendo que, se tal condição não se implementar e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de 3 (três) dias úteis contados da data em que tenha sido verificada o não implemento da condição; ou (b) de uma proporção ou quantidade mínima de Debêntures originalmente objeto da Oferta, definida conforme critério do próprio investidor, mas que não poderá ser inferior a 50.000 (cinqüenta mil) Debêntures, podendo o investidor, no momento da aceitação, indicar se, implementando-se a condição prevista, pretende receber a totalidade das Debêntures por ele subscritas ou quantidade equivalente à proporção entre a quantidade de Debêntures efetivamente distribuídas e a quantidade de Debêntures originalmente objeto da Oferta, presumindo se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em receber a totalidade das Debêntures por ele subscritas, sendo que, se o investidor tiver indicado tal proporção, se tal condição não se implementar e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de 3 (três) dias úteis contados da data em que tenha sido verificada o não implemento da condição;

• encerrado o Procedimento de Bookbuilding, os Coordenadores consolidarão as propostas dos investidores para subscrição das Debêntures;

• observado o disposto no Contrato de Distribuição e no artigo 54 da Instrução CVM 400/03, a Oferta somente terá início após (a) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (b) a publicação do Anúncio de Início; e (c) a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores;

• iniciada a Oferta, os investidores interessados na subscrição das Debêntures deverão fazê-la por meio da assinatura do boletim de subscrição;

• caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão de investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; e/ou (c) a Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03, o investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos Coordenadores (i) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e (ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, no caso das alíneas (b) e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação; e

• caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a Oferta seja revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de Distribuição seja resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente com a Emissora, comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer, inclusive, mediante publicação de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da comunicação do cancelamento ou revogação da Oferta.

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Cronograma das Etapas da Oferta A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo: Evento Datas indicativas*

Deliberações da Companhia aprovando a Oferta 31/10/2007

Reunião do Conselho de Administração da Companhia fixando as condições das Debêntures 15/01/2008

Publicação do Aviso ao Mercado 16/01/2008

Reunião do Conselho de Administração da Companhia alterando a Data de Emissão das Debêntures 05/03/2008

Republicação do Aviso ao Mercado 06/03/2008

Disponibilização do Prospecto Preliminar 06/03/2008

Início das apresentações a potenciais investidores 11/03/2008

Encerramento das apresentações a potenciais investidores 13/03/2008

Procedimento de Bookbuilding 28/03/2008

Reunião do Conselho de Administração da Companhia aprovando o resultado do

Procedimento de Bookbuilding

28/03/2008

Registro da Oferta na CVM 04/04/2008

Publicação do Anúncio de Início e divulgação do resultado do Procedimento de Bookbuilding 07/04/2008

Disponibilização do Prospecto Definitivo 07/04/2008

Liquidação da Oferta 08/04/2008

Publicação do anúncio de encerramento da Oferta 11/04/2008

*As datas previstas para os eventos futuros são meramente indicativas, e estão sujeitas a alterações e atrasos.

Estabilização de Preços e Garantia de Liquidez Não serão celebrados contrato de estabilização de preços ou contrato de garantia de liquidez tendo por objeto as Debêntures. Relacionamento entre a Emissora e os Coordenadores Coordenador Líder Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial, de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro com o Citibank ou com sociedades de seu conglomerado econômico, e poderá, no futuro, contratar o Citibank ou sociedades de seu conglomerado econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações necessárias para a condução de suas atividades. Itaú BBA Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial, de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro, com o Itaú BBA ou com sociedades de seu conglomerado econômico, incluindo a administração de recursos da Companhia por sociedade do conglomerado econômico do Itaú BBA, e poderá, no futuro, contratar o Itaú BBA ou sociedades de seu conglomerado econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações necessárias para a condução de suas atividades.

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Custo Estimado da Oferta A tabela abaixo demonstra o custo estimado da Oferta, calculada com base no valor na Data de Emissão, assumindo a colocação da totalidade das Debêntures (sem considerar as Debêntures Adicionais e/ou as Debêntures Suplementares).

Descrição Valor Total (R$) Valor por Debênture (R$)(1) % do Valor Total da Oferta

Valor Total 750.000.000,00 10.000,00 100,00%

Custo Total 8.245.740,00 109,94 1,10%

Comissões 3.750.000,00 50,00 0,50%

Comissão de Coordenação 1.125.000,00 15,00 0,15%

Comissão de Colocação 1.125.000,00 15,00 0,15%

Comissão de Garantia Firme 1.500.000,00 20,00 0,20%

Taxa de Registro na CVM 165.740,00 2,21 0,02%

Despesas Estimadas 580.000,00 7,73 0,08%

Advogados 200.000,00 2,67 0,03%

Auditores Independentes 100.000,00 1,33 0,01%

Classificação de Risco 60.000,00 0,80 0,01%

Outras(2) 220.000,00 2,93 0,03%

Valor Líquido para Emissora 741.754.260,00 9.890,06 98,90%

(1) O custo da Oferta por Debêntures corresponde ao quociente obtido pela divisão do custo total da Oferta pelo número de Debêntures.

(2) Inclui despesas gerais, impressão de prospectos e publicações de anúncios e avisos.

Público Alvo O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos Prospectos. Inadequação da Oferta a Certos Investidores O investimento nos Debêntures não é adequado a investidores que (i) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado e/ou do setor de geração de energia. Em relação a tal assunto os investidores devem ler a seção "Fatores de Risco" no Prospecto e a seção "Fatores de Risco". Manifestação de Aceitação à Oferta Os investidores a partir da data de publicação do Anúncio de Início deverão manifestar sua aceitação à Oferta aos Coordenadores, por meio dos procedimentos da CETIP.

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Manifestação de Revogação da Aceitação à Oferta Caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão de investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033; e/ou (c) a Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//0033, o investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos Coordenadores (i) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e (ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, no caso das alíneas (b) e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação. Suspensão ou Modificação da Oferta Nos termos do artigo 19 da Instrução CVM 400//0033, a CVM (i) poderá suspender, a qualquer tempo, a Oferta se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400//0033 ou do registro da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido o respectivo registro da Oferta; e (ii) deverá suspender a Oferta quando verificar ilegalidade ou violação de regulamento sanáveis. O prazo de suspensão da Oferta não poderá ser superior a 30 dias, durante o qual a irregularidade apontada deverá ser sanada. Findo tal prazo sem que tenham sido sanados os vícios que determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da Oferta e cancelar o respectivo registro, aplicando-se, neste caso, o disposto no item "Cancelamento ou Revogação da Oferta". Nos termos do artigo 25 e seguintes da Instrução CVM 400//0033, a CVM, a seu juízo, poderá acatar pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de modificação da Oferta, na hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta. Se for deferida a modificação, a Oferta poderá, por iniciativa própria da CVM, ou requerimento da Emissora, ser prorrogada por até 90 dias. A suspensão e a modificação serão divulgadas imediatamente na forma prevista no item Publicidade acima. Os Coordenadores deverão acautelar-se e certificar-se de que os investidores, ao formalizarem sua adesão à Oferta, com a assinatura do boletim de subscrição, estão cientes de que a Oferta original foi alterada e de que têm conhecimento dos novos termos e condições. Caso a Oferta seja suspensa ou modificada, o investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos Coordenadores até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, presumindo-se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação.

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Cancelamento ou Revogação da Oferta Nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033, a CVM poderá cancelar, a qualquer tempo, a Oferta se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400//0033 ou do registro da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido o respectivo registro da Oferta. A rescisão do Contrato de Distribuição importará no cancelamento do registro da Oferta. Nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//0033, a CVM, a seu juízo, poderá acatar pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de revogação da Oferta, na hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta. Caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a Oferta seja revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de Distribuição seja resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente com a Emissora, comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer, inclusive, mediante publicação de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da comunicação do cancelamento ou revogação da Oferta.

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RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO Este Prospecto contém declarações, estimativas, intenções e pretensões quanto a eventos futuros. Quaisquer declarações e estimativas, intenções e pretensões com relação a eventos futuros envolvem riscos e incertezas. Diversos fatores importantes considerados nas declarações e estimativas futuras podem se modificar, fazendo com que os resultados reais possam vir a ser substancialmente diferentes daqueles contidos em tais declarações e estimativas, e que as intenções e pretensões possam vir a não se materializar. Esses fatores incluem, dentre outros:

medidas do governo brasileiro; condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil; a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina; término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente; medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica; inflação, valorização ou desvalorização do Real; capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e

implementar planos de investimentos em manutenção; resultado de pendências judiciais; nível de endividamento da Emissora; flutuações das taxas de juros; e concorrência.

As palavras “acredita”, “pode”, “poderá”, “visa”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e perspectivas para o futuro. As considerações sobre estimativas e perspectivas para o futuro incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia, planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais, os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e perspectivas para o futuro referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que nem a Companhia, nem os Coordenadores assumem a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e incertezas aqui descritos, as estimativas e perspectivas para o futuro constantes neste Prospecto podem não vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de investimento exclusivamente com base nas estimativas e perspectivas para o futuro contidas neste Prospecto.

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DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Os recursos líquidos obtidos pela Companhia com a Oferta, cujo montante total será definido por ocasião do

Procedimento de Bookbuilding, serão utilizados prioritariamente para pré-pagar, integral ou parcialmente, o

saldo devedor do contrato de empréstimo que a Companhia celebrou com a Eletrobrás em 19 de julho de

1999, com vencimento previsto para 15 de maio de 2013, garantido pela receita de suprimento de energia

elétrica da Emissora. Esse contrato estabelece que o saldo devedor, em 31 de dezembro de 2007 era de

R$1.013,8 milhões, deve ser corrigido com base no Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) e sobre o

mesmo incidem juros de 10% ao ano, pagos mensalmente.

Caso os recursos obtidos por meio das Debêntures não sejam suficientes para efetuar o pagamento integral do

empréstimo com a Eletrobrás, a Companhia pretende avaliar outras oportunidades de captação de recursos

que lhe ofereçam condições mais vantajosas que a dívida a ser pré-paga, ou ainda pré-pagar parcialmente a

dívida.

Por outro lado, se o valor total obtido com a Oferta for superior ao valor necessário ao pré-pagamento integral

das Debêntures, a Emissora utilizará os recursos excedentes para recomposição de caixa para capital de giro.

Os impactos na situação patrimonial e financeira da Emissora, considerada a utilização dos recursos de acordo

com o previsto acima e após a captação decorrentes da 1ª Emissão pode ser avaliada através da tabela

abaixo, apresentada em duas situações: (i) efetivo em 31 de dezembro de 2007; e (ii) ajustado para refletir o

recebimento dos recursos provenientes da Emissão, considerando-se o valor máximo de R$750,0 milhões (mas

não incluindo o valor das Debêntures do Lote Suplementar e das Debêntures do Lote Adicional):

Em milhares de Reais 31 de dezembro % sobre 31 de dezembro % sobre

de 2007 (Efetivo) Capitalização de 2007 (Ajustado) Capitalização

Dívida de Curto Prazo 151,2 4,8 77,4 2,5

Dívida de Longo Prazo 865,1 27,5 188,9 6,0

Debêntures 0 n/a 750,0 23,48

Total do Endividamento 1.016,3 32,3 1.016,3 32,3

Patrimônio Líquido 2.134,5 67,7 2.134,5 67,7

Capitalização Total 3.150,8 100,0 3.150,8 100,0

O impacto nas demonstrações financeiras da Emissora, considerada a utilização dos recursos de acordo com o

previsto acima e se a captação decorrente da 1ª Emissão tivesse ocorrido em primeiro de janeiro de 2007,

pode ser avaliado através da tabela abaixo, apresentada em duas situações: (i) efetivo em 31 de dezembro de

2007; e (ii) simulado para refletir o recebimento dos recursos provenientes da Emissão.

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Em milhares de Reais 31 de dezembro 31 de dezembro

de 2007 (Efetivo) de 2007 (Simulação)(1) (2)

Receita Operacional Líquida 634,2 634,2

Despesas Operacionais -372,9 -372,9

Resultado do Serviço 261,3 261,3

Receita Financeira 24,3 24,3

Despesa Financeira -182,2 -138,9

Despesas Financeiras (líquida) -157,9 -114,6

Resultado não-operacional -0,2 -0,2

Lucro antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 103.3 146,5

EBITDA 403,9 403,9

EBITDA/Resultado Financeiro 2,6 3,5

(1) Os valores referentes à coluna simulação não serão objeto de revisão pelos Auditores Independentes.

(2) O cálculo do valor simulado considera emissão do valor máximo de R$1,0 bilhão (incluindo o valor das Debêntures do Lote Suplementar e

das Debêntures do Lote Adicional) e 100% da emissão na série com o indexador de CDI + 1% ao ano.

Para obter mais informações sobre a aplicação dos recursos líquidos e impacto na situação patrimonial e

financeira da Emissora, ver a Seção “Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os

Resultados Operacionais da Emissora” na página 81 deste Prospecto.

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4. FATORES DE RISCO

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

• Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica e à Emissora

• Riscos Relacionados a Oferta

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(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

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FATORES DE RISCO Antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários a serem ofertados no âmbito da Oferta, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos nesta seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente ocorra, os negócios, a situação financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados de forma adversa. Os fatores de risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora. RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOS A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica do Governo Federal. Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro. Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista. Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora. A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia, instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora. A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a economia brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora. O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada. A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.

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Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 4,0%, 5,5%, 4,5%, 4,5% e 4,5% como metas para a variação do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007 respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos anos de 2002, 2003 e 2004 entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em 2002, 9,3%, em 2003, e 7,6%, em 2004. Em 2005, 2006 e 2007, o IPCA foi de 5,7%, 3,1% e 4,5%, tendo sido cumprida a meta. A inflação medida pelo IGPM foi de 25,3%, 8,7%, 12,4%, 1,2%, 3,8% e 7,8% em 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007 respectivamente. Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetados negativamente. Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio. A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, o Governo Federal implementou diversos planos econômicos e fez uso de diferentes políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, pequenas desvalorizações periódicas (durante as quais a freqüência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de câmbio flutuante, controles cambiais e dois mercados de câmbio. As desvalorizações cambiais em períodos de tempo mais recentes resultaram em flutuações significativas nas taxas de câmbio do Real frente ao Dólar em outras moedas. Em 31 de dezembro de 2006, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar era de R$ 2,14 por US$ 1,00, o que representa uma valorização do Real de 9,5% desde 31 de dezembro de 2005. Em 31 de dezembro de 2007, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$ 1,77 por US$ 1,00. Não é possível assegurar que a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar irá permanecer nos níveis atuais. Porém, em 31 de dezembro de 2007, a Companhia não possuía qualquer dívida atrelada ao Dólar. Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros. O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo dos anos de 2004, 2005 e 2006, a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política Monetária, sendo que, em 31 de dezembro de 2007, a taxa básica de juros era de 11,25% ao ano. A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode inibir o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia. Em 31 de dezembro de 2007, a Emissora possuía um endividamento não atrelado à variação cambial de R$1.016,3 milhões, indexado ao IGPM (R$1.013,8 milhões), SELIC (R$2,4 milhões), dentre outros índices. Caso haja uma elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas financeiras da Emissora também aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora.

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A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos considerados emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora. A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas condições econômicas de outros países. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de moeda estrangeira investida no País. Não há como garantir que futuros acontecimentos em outros países, principalmente os emergentes, não afetarão a oferta de crédito às companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a oferta de crédito para a Emissora, podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados. O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumento da carga tributária para as empresas brasileiras. O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar adversamente os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem alterações significativas nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica. RISCOS RELACIONADOS À EMISSORA E AO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA A Emissora pode ser penalizada pela ANEEL por não cumprir com sua obrigação de expansão em 15% da Capacidade Instalada assumida em decorrência de seu processo de privatização. A Companhia, por meio do Edital de Privatização no. SF/001/99 do Estado de São Paulo, refletido na cláusula de obrigações do Contrato de Concessão 76/99, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de setembro de 1999 e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos. Apesar dos esforços da Companhia, não foi possível cumprir com tais obrigações, seja por razões regulatórias supervenientes à assinatura do Contrato de Concessão 76/99, seja por impossibilidade técnica e física de expansão da capacidade de geração no Estado de São Paulo. Dessa forma, nos termos do Contrato de Concessão 76/99, o Poder Concedente poderá aplicar penalidades de advertência ou multa. No caso de multa, esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da Companhia, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração incorrida. Além disso, o Poder Concedente pode rescindir o Contrato de Concessão 76/99, caso entenda ser aplicável para o caso em questão, sem prejuízo de discussões judiciais cabíveis.

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A Companhia está envolvida em tratativas com a ANEEL e com o Ministério Público Federal a respeito do assunto desde 2004. vide "Atividades da Emissora - Contrato de Concessão - Contrato de Concessão 76/99 - Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada". A Companhia não pode assegurar que o Poder Concedente (i) não aplicará as penalidades previstas no Contrato de Concessão 76/99 pelo descumprimento da obrigação de expansão, bem como (ii) não rescindirá o Contrato de Concessão 76/99. A imposição de penalidades à Companhia ou a rescisão do Contrato de Concessão 76/99 podem causar um efeito material adverso na condição financeira, resultados operacionais e capacidade da Companhia de pagar as Debêntures emitidas ao amparo da Oferta. A Emissora está sujeita à regulação e à fiscalização da ANEEL, a qual pode impor sanções em caso de descumprimento dos contratos de concessão ou da Lei de Concessões, e, dependendo da gravidade do descumprimento, a caducidade da respectiva concessão. A ANEEL pode impor penalidades à Emissora caso esta deixe de cumprir com qualquer disposição da Lei de Concessões. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem: (i) advertências; (ii) multas, sendo que cada multa está limitada a, no máximo, 2,0% da receita da Emissora no exercício encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração; (iii) embargo à construção de novas instalações e equipamentos; (iv) restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; (v) suspensão temporária de participação em processos licitatórios de novas concessões; (vi) intervenção da ANEEL; e (vii) extinção da concessão por caducidade. A Emissora não pode garantir que não será penalizada pela ANEEL por descumprimentos dos contratos de concessão ou que as concessões de que a Emissora é titular não serão extintas no futuro. A indenização a que a Emissora tem direito na ocorrência de eventual extinção da concessão pode não ser suficiente para recuperar o valor integral de certos ativos. Caso qualquer das concessões da Emissora seja rescindida em virtude de descumprimento das obrigações da Emissora, o valor efetivo de compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à Emissora, ou a extinção de qualquer de suas concessões, pode afetar negativamente a situação econômica da Emissora. A extinção dos contratos de concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do valor integral de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização suficiente para fazer frente aos seus compromissos. O Contrato de Concessão 76/1999 tem prazo de duração de 30 (trinta) anos contados de sua assinatura, enquanto o 183/1998 é válido por 35 (trinta e cinco) anos a partir de sua celebração. Não obstante haver prazos determinados, a concessão está sujeita à extinção antecipada, nos termos da Lei de Concessões, em determinadas circunstâncias quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do Contratos de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção em situações descritas nos Contratos de Concessão. Ocorrendo a extinção da concessão, o então concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob sua gestão no curso dos Contratos de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. O Contratos de Concessão prevêem que a Emissora tem o direito ao valor dos ativos que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, em caso de extinção antecipada, mas não se pode assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a ANEEL extinguir os Contratos de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da indenização pode ser reduzido a até

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zero, pela imposição de multas ou outras penalidades. A extinção antecipada dos Contratos de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Além disso, em manifestação sobre a questão referente ao término antecipado dos Contratos de Concessão, a ANEEL apresentou comentários nos quais reproduz o parágrafo 6º, do Artigo 38, da Lei de Concessões, que dispõe que, declarada a caducidade da concessão, não resultará para o Poder Concedente qualquer espécie de responsabilidade em relação aos encargos, ônus, obrigações ou compromissos com terceiros ou empregados da respectiva concessionária. Portanto, não há como garantir que, ocorrido o término antecipado da concessão da Cedente, a Emissora conseguirá fazer frente às suas obrigações financeiras. Para mais informações acerca dos Contratos de Concessão, veja a seção “Atividades da Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contratos de Concessão” deste Prospecto. A geração de energia elétrica pela Emissora depende de condições hidrológicas favoráveis. O setor elétrico brasileiro, muito concentrado em geração hidráulica de energia, enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos do País. Chuvas escassas, enchentes ou qualquer outro fator natural podem causar impacto na capacidade geradora da Emissora e das demais empresas geradoras de energia elétrica, aumentando ou reduzindo o nível de seus reservatórios. A limitação à capacidade de geração de energia elétrica pela Emissora poderá ter impacto negativo sobre os seus resultados e condição financeira e no cumprimento das obrigações da Emissora. O impacto de uma escassez e/ou racionamento de energia elétrica, como ocorrido em 2001 e 2002, poderá afetar de maneira adversa a geração de energia elétrica pela Emissora. Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país. Em junho de 2001, devido à escassez de energia elétrica no mercado brasileiro, que poderia se agravar durante o período de inverno por falta de chuvas, o Governo Federal implementou um programa de redução do consumo de energia elétrica. As medidas adotadas incluíam a suspensão do fornecimento de energia para fins ornamentais e de propaganda e para realização de eventos esportivos noturnos, regimes especiais de tarifação, o estabelecimento de metas de consumo e multas, além da possibilidade de corte no fornecimento caso os limites estabelecidos não fossem atendidos. Em fevereiro de 2002, o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento de energia elétrica. Com o fim do racionamento, os níveis de consumo de energia elétrica aumentaram, mas não voltaram aos patamares observados antes do racionamento. Adicionalmente, o nível de água dos reservatórios pode sofrer novas baixas, obrigando o Governo Federal a tomar novas medidas para redução do consumo de energia elétrica, que poderiam ter um impacto negativo na economia brasileira. Alguns analistas do setor acreditam que o nível dos investimentos direcionados para o setor de energia elétrica não seja suficiente para acompanhar o crescimento econômico do Brasil e prevêem a possibilidade de nova crise do setor para o ano de 2011. Caso novas medidas de redução de consumo de energia elétrica venham a ser impostas ao setor, a geração de receita operacional e o resultado da Emissora poderão ser negativamente afetados.

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A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os efeitos do Novo Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia, ainda são incertos. O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa. Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações Diretas de Inconstitucionalidade ("ADINs"). Em 20 de outubro de 2006, o Plenário do Supremo Tribunal Federal, por maioria, indeferiu os pedidos liminares que buscavam suspender os efeitos da Medida Provisória - posteriormente convertida na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico - afastando, por ora, a tese de que ela não poderia alterar artigos constitucionais que versam sobre o assunto. Durante o julgamento, foi suscitada questão de ordem, para que não apenas fossem apreciados os pedidos liminares, mas, também, que o mérito também já fosse julgado. O Plenário, entretanto, rejeitou o pedido de questão de ordem e postergou o julgamento do mérito das ações, de declarar ou não a inconstitucionalidade do artigo 1º ao 21 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico vinha sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal. No entanto, em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal, por 7 votos a 4, declarou a constitucionalidade daquela lei. Contudo, reformas futuras no setor elétrico e seus efeitos sobre a Companhia são difíceis de prever. Na medida em que a Companhia for capaz de repassar aos seus clientes os custos dessa e de outras leis e regulamentos futuros, seus resultados operacionais podem ser adversamente afetados. Até a data deste Prospecto, não houve decisão quanto ao mérito das ADINs acima referidas e não é possível prever os potencias efeitos adversos de uma decisão desfavorável que determine a inconstitucionalidade do Novo Modelo do Setor Elétrico na situação econômica da Emissora. A Emissora é parte em diversos processos judiciais que, caso decididos contrariamente à Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira. Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais decorrentes do exercício regular de suas atividades. Em 31 de dezembro de 2007, de acordo com estimativas da Emissora, o valor total dos processos judiciais não provisionados que têm prognósticos de perda possível de cerca de R$128,4 milhões e remota de cerca de R$ 506,5 milhões. Caso o valor total das provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto adverso relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora.

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A Companhia é responsável por quaisquer perdas ou danos causados a terceiros que resultem de falhas de geração de suas usinas, bem como interrupções ou distúrbios que porventura não venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema elétrico em específico, em decorrência de suas atividades. A Companhia poderá ser responsabilizada por:

• perdas e danos causados a terceiros que resultem de falhas de operação de suas usinas, o que pode gerar interrupção ou distúrbios no sistema de distribuição e/ou transmissão; ou

• interrupções ou distúrbios que porventura não venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema

elétrico em específico. As indenizações que deverão ser pagas nestes casos seguem a seguinte proporção: 35,7% para as distribuidoras, 35,7% para as geradoras e 28,6% para as transmissoras.

Quaisquer dessas responsabilidades poderá impactar negativamente nos resultados operacionais e condição financeira da Companhia. Os seguros que a Emissora mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está sujeita em decorrência de suas atividades. A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços de geração de energia elétrica, poderá ser responsabilizada por danos diretos e indiretos decorrentes da sua atividade, tais como interrupções abruptas no suprimento, variações de voltagem, incêndios e riscos relacionados ao transporte de equipamentos. Além disso, a Companhia pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. A Companhia mantém seguros que proporcionam cobertura de responsabilidade civil por danos causados a terceiros. No entanto, os seguros que a Emissora mantém, ainda que cubram danos materiais, físicos e morais, podem não ser suficientes para prover total cobertura dos riscos a que está sujeita. Ademais, a Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os próximos anos manterão o mesmo nível de cobertura atual. Deste modo, a ocorrência de perdas ou demais responsabilidades que não estejam cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro da Companhia, poderão acarretar significativos custos adicionais não previstos, impactando negativamente os resultados da Companhia. Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos à regulamentação ambiental que poderá se tornar mais rigorosa no futuro, podendo acarretar aumento de responsabilidade e aumento de custos. As atividades e instalações da Emissora estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Leis ou regulamentos adicionais mais rigorosos poderão ser aprovados e a aplicação, assim como a interpretação da legislação vigente, poderá tornar-se mais severa. Além disso, os órgãos ambientais poderão fazer exigências adicionais com relação às operações da Emissora, obrigando-a a despender recursos relacionados a questões ambientais, aumentando, assim, as despesas e, conseqüentemente, reduzindo o resultado da Emissora. As penalidades que poderiam ser impostas à Emissora, no campo ambiental, podem ser tanto na esfera criminal como administrativa, sem prejuízo da obrigação de reparar ou indenizar danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, não sendo possível mensurar qual seria o exato custo, para a Emissora, no caso de responsabilização de caráter ambiental. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a Emissora operar suas usinas em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração de receita operacional e afetar negativamente o resultado da Emissora.

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Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia constitui propriedade resolúvel em favor da União, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. A legislação estabelece que a Companhia tem o direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas concessões, mas o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Ademais, na hipótese de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa de seus bens e ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações. As Distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada. Em 2007, a Companhia vendeu 4.686.418 MWh de energia no Ambiente de Contratação Regulado, no qual é obrigatória a compra pelas Distribuidoras da energia que esperam comercializar com seus consumidores através de leilões regulamentados. O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no âmbito da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite às Distribuidoras reduzirem o montante de energia contratada por meio dos CCEAR nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores Potencialmente Livres do ACR para o ACL; (ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas Distribuidoras, após dois anos da declaração de demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá atingir até 4% por ano do montante inicialmente contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Caso as Distribuidoras que têm contratos com a Companhia decidam reduzir o montante de energia contratada, os negócios e operações da Emissora poderão ser adversamente afetados. A Companhia tem grande parte de sua energia contratada até 2010 e não pode assegurar que, após esse ano, devido ao crescimento da concorrência no setor, o mesmo volume de energia será contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas. A Companhia tem 86,5% de sua energia contratada até 2010 e 95,3% até 2009, por meio de contratos com Distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulado e de contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre e não pode assegurar que, após o término da vigência desses contratos, o mesmo volume de energia será contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas. Em se tratando do Ambiente de Contratação Livre, 41% da energia disponível para venda gerada pela Companhia foi contratada até 2010 e 49% até 2009. Tendo em vista a concorrência direta entre a Companhia, outras geradoras, inclusive as que utilizam fontes renováveis de energia, e comercializadoras no segmento de fornecimento de energia elétrica a Consumidores Livres, a Companhia poderá encontrar dificuldade na renovação dos contratos existentes.

Adicionalmente, a Emissora conta com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua energia assegurada, de forma que sua receita não dependa diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da energia assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente. A ANEEL, a partir de informações técnicas de cada geradora e considerando um risco de 5% de não suprimento à demanda, poderá revisar a Energia Assegurada, a cada cinco anos ou na ocorrência de fatos relevantes, até o limite de 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10% do valor constante dos respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.

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A venda de energia pela Companhia a preços ou volumes inferiores aqueles atualmente contratados até 2010, ou a redução pela ANEEL da Energia Assegurada da Companhia, poderá ter um relevante efeito adverso nas atividades, operações e resultados financeiros da Companhia. Os interesses do acionista controlador da Companhia poderão ser diferentes dos interesses dos titulares das Debêntures Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da Companhia, é titular de 94,7% das ações de emissão da Companhia. Em situações de conflitos de interesse entre a Duke Energy International, Brasil Ltda. e os titulares das Debêntures, a controladora poderá exercer seus direitos de forma a se beneficiar em detrimento dos titulares das Debêntures. O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros podem acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas. O não cumprimento de obrigações contratuais da Companhia pode acarretar em vencimento antecipado de suas dívidas e em aplicação de multas, afetando de forma negativa, a condição financeira da Emissora. O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode afetar a competência da ANEEL. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL, passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada – a ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente as empresas geradoras de energia elétrica, incluindo a Emissora. O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a penalidades. Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.

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RISCOS RELACIONADOS À OFERTA A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá dificultar a venda das Debêntures. O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de Debêntures emitidas no âmbito da Oferta podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no mercado secundário. As obrigações da Emissora constantes da Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de vencimento antecipado. A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das obrigações da Emissora com relação às respectivas Debêntures, tais como pedido de recuperação judicial, ou de autofalência pela Emissora, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, perda de concessões e vencimento antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Emissora disporá de recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de vencimento antecipado de suas obrigações, hipótese na qual a Companhia poderá sofrer um impacto negativo relevante nos seus resultados e operações. Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça. O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula n.º 176, declarando ser “nula a cláusula contratual que sujeita o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP”. As Debêntures serão remuneradas com referência à taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a validade da estipulação da Taxa DI ser questionada. Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez das Debêntures para negociação no mercado secundário. Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também, características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário. Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco. Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário.

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As Debêntures são quirografárias As Debêntures são quirografárias, não contando com garantias ou preferências. Em caso de liquidação da Companhia, os créditos das Debêntures serão realizados apenas sobre os créditos dos acionistas, após o pagamento de todos os demais credores da Emissora. Informações Acerca do Futuro da Duke Energy. Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Duke Energy que refletem as opiniões da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Companhia não assume nenhuma obrigação de atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro.

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5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

• Informações Financeiras Selecionadas

• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora

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INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Companhia, que seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários emitidos pela Companhia. Os quadros a seguir exibem informações financeiras da Companhia. Essas informações foram obtidas a partir das Demonstrações Financeiras da Companhia relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. As Demonstrações Financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foram auditadas pelos Auditores Independentes, conforme indicado nos seus pareceres anexos a este Prospecto, anexo a este Prospecto, e todas referem-se somente à Companhia, na medida em que a Companhia não possui controladas. As informações ora apresentadas deverão ser analisadas no contexto das Demonstrações Financeiras da Companhia e respectivas notas explicativas, que são parte integrante do presente Prospecto.

Balanço Patrimonial Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil ) % Variação

2007/ 2006/

ATIVO 2007

% do Total do

Ativo 2006 % do Total

do Ativo 2005 % do Total

do Ativo 2006 2005

CIRCULANTE

Numerário Disponível 4.913 0,1 4.112 0,1 3.332 0,1 19,5 23,4

Aplicações no Mercado Aberto 128.795 3,9 53.210 1,6 6.762 0,2 142,1 686,9

Concessionárias e Permissionárias 80.143 2,4 86.764 2,6 90.628 2,6 -7,6 -4,3

Devedores Diversos 149 0,0 535 0,0 402 0 -72,1 33,1

Tributos e Contribuições Sociais 40.554 1,2 39.110 1,2 35.643 1 3,7 9,7 Cauções e Depósitos Vinculados a Litígios 787 0,0 725 0,0 589 0 8,6 23,1

Outros Créditos 508 0,0 204 0,0 264 0 149,0 -22,7

Despesas Pagas Antecipadamente 70 0,0 1.172 0,0 4.501 0,1 -94,0 -74

255.919 7,7 185.832 5,5 142.121 4,1 37,7 30,8

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Concessionárias e Permissionárias 2.413 0,1 432 0,0 24.183 0,7 458,6 -98,2 Impostos e Contribuições Sociais Diferidos 91.188 2,8 116.246 3,5 130.772 3,8 -21,6 -11,1 Cauções e Depósitos Vinculados a Litígios 756 0,0

Despesas Pagas Antecipadamente 595 0,0

94.952 2,9 116.678 3,5 154.955 4,5 -18,6 -24,7

PERMANENTE

Investimentos 26 0,0 26 0,0 26 0 0,0 0

Imobilizado

Em Serviço 2.924.464 88,3 3.031.897 90,1 3.133.229 90,5 -3,5 -3,2

Em Curso 24.690 0,7 18.464 0,5 20.341 0,6 33,7 -9,2

Diferido 11.662 0,4 11.232 0,3 10.124 0,3 3,8 10,9

2.960.842 89,4 3.061.619 91,0 3.163.720 91,4 -3,3 -3,2

TOTAL DO ATIVO 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 3.460.796 100 -1,6 -2,8

78

Balanço Patrimonial Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil ) % Variação

2007/ 2006/

PASSIVO 2007

% do Total do Passivo 2006

% do Total do Passivo 2005

% do Total do Passivo 2006 2005

CIRCULANTE

Fornecedores 50.294 1,5 38.731 1,2 24.945 0,7 29,9 55,3

Folha de Pagamento 9.757 0,3 7.516 0,2 10.518 0,3 29,8 -28,5 Empréstimos e Financiamentos - Eletrobrás 148.741 4,5 123.674 3,7 110.139 3,2 20,3 12,3

Empréstimos e Financiamentos - BNDES 2.437 0,1 13.733 0,4 14.103 0,4 -82,3 -2,6 Obrigações a Pagar - Plano de Aposentadoria e Pensão 0 0,0 408 0,0 387 0,0 -100,0 5,4

Tributos e Contribuições Sociais 8.582 0,3 8.545 0,3 8.365 0,2 0,4 0,4

Dividendos Declarados 15.500 0,5 35.801 1,1 60.225 1,7 -56,7 -40,6

Obrigações Estimadas 4.658 0,1 4.265 0,1 4.327 0,1 9,2 -1,4

CIBACAP a Pagar 4.027 0,1 16.792 0,5 13.573 0,4 -76,0 23,7

Credores Diversos 2768 0,1 971 0,0 5.042 0,1 185,1 -80,7

Outras Obrigações 16.814 0,5 5.252 0,2 2.825 0,1 220,1 91,1

263.578 8,0 255.688 7,6 254.449 7,4 3,1 0,5

EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e Financiamentos - Eletrobrás 865.086 26,1 940.574 28,0 1.025.953 29,6 -8,0 -8,3

Empréstimos e Financiamentos - BNDES 2.293 0,1 16.467 0,5 -100,0 -86,1

Obrigações a Pagar - Plano de Aposentadoria e Pensão 22.922 0,7 21.827 0,6 18.543 0,5 5,0 17,7

CIBACAP a Pagar 9.569 0,3 138 0,0 5.662 0,2 6834,1 -97,6

Obrigações Especiais 6.229 0,2 4.947 0,1 4.947 0,1 25,9 0,0

Provisão para Contingências Trabalhistas, Legais e Ambientais 9.814 0,3 7.785 0,2 33.971 1,0 26,1 -77,1

913.620 27,6 977.564 29,1 1.105.543 31,9 -6,5 -11,6

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital Social 1.999.138 60,4 1.999.138 59,4 1.973.376 57,0 0,0 1,3

Reservas de Capital 97.889 3,0 97.889 2,9 97.889 2,8 0,0 0,0

Reservas de Lucros 37.488 1,1 33.850 1,0 29.539 0,9 10,7 14,6

Lucros Acumulados

2.134.515 64,5 2.130.877 63,3 2.100.804 60,7 0,2 1,4

TOTAL DO PASSIVO 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 3.460.796 100,0 -1,6 -2,8

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DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil ) % Variação

2007/ 2006/

RECEITA OPERACIONAL 2007

% da

Receita

Operacional 2006

% da

Receita

Operacional 2005

% da

Receita

Operacional 2006 2005

Suprimento de energia elétrica 729.229 100 664.065 100 664.698 100 9,8 -0,1

Outras receitas 243 0 28 0 88 0 767,9 -68,2

729.472 100 664.093 100 664.786 100 9,8 -0,1

DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL

ICMS -33151 4,5 -26.056 3,9 -18.562 2,8 27,2 40,4

PIS/COFINS/ISS -48.975 6,7 -37.902 5,7 -31.156 4,7 29,2 21,7

P&D -13.108 1,8

-95.234 13,1 -63.958 9,6 -49.718 7,5 48,9 28,6

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 634.238 86,9 600.135 90,4 615.068 92,5 5,7 -2,4

DESPESAS OPERACIONAIS

Pessoal -51.376 7,0 -48.323 7,3 -43.606 6,6 6,3 10,8

Material -2.380 0,3 -2.412 0,4 -2.094 0,3 -1,3 15,2

Serviços de terceiros -29.268 4,0 -28.664 4,3 -36.473 5,5 2,1 -21,4

Taxa Fiscalização ANEEL -3.222 0,4 -3.692 0,6 -3.378 0,5 -12,7 9,3

Energia elétrica comprada para revenda -18.384 2,5 -26.938 4,1 -16.637 2,5 -31,8 61,9

Encargos de uso da rede elétrica -72.258 9,9 -68.262 10,3 -48.529 7,3 5,9 40,7

Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos -36.956 5,1 -36.364 5,5 -37.963 5,7 1,6 -4,2

Depreciação e amortização -142.779 19,6 -144.749 21,8 -148.526 22,3 -1,4 -2,5

Outras -16.276 2,2 -13.328 2,0 -3.478 0,5 22,1 283,2

-372.899 51,1 -372.732 56,1 -340.684 51,2 0,0 9,4

RESULTADO DO SERVIÇO 261.339 35,8 227.403 34,2 274.384 41,3 14,9 -17,1

RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS

Receitas 24.306 -3,3 43.187 -6,5 71.699 10,8 -43,7 -39,8

Despesas -182.167 25,0 -157.754 23,8 -186.894 28,1 15,5 -15,6

-157.861 21,6 -114.567 17,3 -115.195 17,3 37,8 -0,5

RESULTADO OPERACIONAL 103.478 14,2 112.836 17,0 159.189 23,9 -8,3 -29,1

RESULTADO NÃO OPERACIONAL -226 0,0 -2.521 0,4 -447 0,1 -91,0 464

LUCRO ANTES DO IMPOSTO RENDA E

CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 103.252 14,2 110.315 -16,6 158.742 23,9 -6,4 -30,5

Imposto de renda e contribuição social -30.469 4,2 -24.093 3,6 -45.661 6,9 26,5 -47,2

LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO/EXERCÍCIO 72.783 10,0 86.222 13,0 113.081 17 -15,6 -23,8

Lucro líquido por lote de mil ações no final

do período/exercício - R$ 770,7 0 0,92 0 1,21 0 -24

* Exceto lucro líquido por lote de mil ações

80

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

% Variação

2007 2006 2005 2007/2006 2006/2005

Outros Dados Financeiros: EBITDA(1) 403.892 369.631 422.463 9,3 -12,5

Margem de EBITDA(2) 63,68% 61,59% 68,70% -10,3

(1) O EBITDA foi calculado como o lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e

amortização. O EBITDA é uma medição contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP ou US GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias.

(2) EBITDA dividido pela receita líquida operacional.

81

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORA

A discussão a seguir sobre a situação financeira da Companhia e o seu resultado operacional é baseada nas Demonstrações Financeiras auditadas da Companhia, e respectivas notas explicativas, e para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005, incluídas no Anexo 3 - "Demonstrações Financeiras" - deste Prospecto, bem como as informações apresentadas sob o título “Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações” e “Informações Financeiras Selecionadas”.

Visão Geral

A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representado, em 31 de dezembro de 2007, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil. O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do País, contando com um total de 29 turbinas e 2.306,0 MW de Capacidade Instalada. Em 2006, a receita bruta da Companhia foi de R$ 664,1 milhões, a receita líquida de R$ 600,1 milhões, o EBITDA de R$ 369,6 milhões e, em 31 de dezembro de 2006, o total de ativos era de R$ 3.364,1 milhões. Em 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$729,5 milhões, a receita líquida de R$634,2 milhões, o EBITDA de R$403,9 milhões e, em 2007, o total de ativos de R$3.311,7 milhões. A margem de EBITDA da Companhia em 2006 foi de 61,6% e 63,7% em 2007.

Fatores que Afetam os Resultados Operacionais

O desempenho da Companhia está sujeito a uma série de fatores externos e internos, e a situação financeira da Companhia e seus resultados operacionais refletem, dentre outras, as respostas da administração a esses fatores. Os resultados operacionais são primariamente afetados pelos seguintes fatores:

• O volume de energia elétrica que a Companhia se compromete a vender conforme os seus contratos;

• O volume da Energia Assegurada destinada a Companhia;

• Disponibilidade de recursos hídricos para a geração de energia elétrica;

• A disponibilidade das usinas da Companhia para despachar, o volume do despacho de energia elétrica das usinas da Companhia e o volume de energia elétrica que a Companhia negocia em operações no MRE;

• Os preços da energia;

• As despesas operacionais da Companhia;

• Os efeitos da inflação; e

• O valor dos impostos federais e estaduais no Brasil que a Companhia é obrigada a pagar.

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Energia Assegurada

De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, cada usina hidrelétrica recebe um determinado valor de Energia Assegurada, conforme uma fórmula de risco de fornecimento de energia elétrica definida pelo MME que é baseada nos registros históricos dos recursos hídricos existentes. A Energia Assegurada representa o valor máximo de energia que pode ser vendido por aquela usina hidrelétrica de acordo com seu contrato de concessão, independentemente do volume de energia elétrica que é despachado por aquela usina.

A cada cinco anos, a ANEEL pode rever o volume de Energia Assegurada em virtude dos contratos de concessão com base na análise de diversos fatores, incluindo a disponibilidade da Companhia em anos anteriores, e manter, aumentar ou diminuir sua Energia Assegurada em até 5,0% do valor estabelecido na última revisão. As reduções durante o prazo de um contrato de concessão estão limitadas a um total de 10,0% do valor da Energia Assegurada constante no contrato de concessão. Geralmente, a análise da Energia Assegurada do MME envolve todos os geradores. O MME, em sua última revisão relacionada à Companhia, decidiu que a Companhia teria o seu valor atual de Energia Assegurada até 2014.

Atualmente, a Energia Assegurada da Companhia é de 1.086,9 MW, dos quais 53,8 MW estão alocados para as usinas de Canoas que a Companhia opera em virtude de seu contrato com a CBA. Dos restantes 1.033,1 MW de Energia Assegurada disponível para a Companhia, 33,1 MW são perdidos ou consumidos e 1.000,0 MW estão disponíveis para contratação.

Disponibilidade, Despacho e o MRE

Disponibilidade refere-se ao tempo em que a usina fica disponível para gerar energia elétrica. As usinas estão indisponíveis quando são retiradas de operação para manutenção ou quando há cortes de energia não programados. De acordo com o ONS, a disponibilidade média da Companhia em 2006 foi de 94,3%. A ANEEL considera a capacidade média da Companhia quando aloca a Energia Assegurada em sua revisão de cinco anos das usinas da Companhia.

O despacho do sistema elétrico (incluindo as usinas da Companhia) é realizado pelo ONS, com base em critérios técnicos e disponibilidade efetiva de recursos hídricos. O objetivo do ONS é otimizar a geração de energia ao menor custo possível controlando a mistura de energia elétrica despachada pela energia hídrica, térmica, alternativa e nuclear, em qualquer prazo, determinado e controlando quanto cada gerador gera em um prazo determinado.

O MRE procura mitigar os riscos dos geradores de energia elétrica pela variação no despacho causada pela incerteza dos fluxos de recursos hídricos existentes. O MRE está projetado para garantir que cada empresa geradora participante do MRE possa vender toda sua Energia Assegurada, independentemente do volume de energia elétrica que ela realmente gera. O MRE efetivamente realoca energia elétrica, transferindo o excedente daquelas que geraram energia além de sua Energia Assegurada para aquelas que geraram menos do que sua Energia Assegurada. A realocação, que ocorre no Sistema Interligado Nacional, é determinada pelo ONS com base na demanda nacional de energia elétrica e nas condições hidrológicas, independentemente da energia que qualquer gerador em particular está comprometido a vender em virtude de seus contratos de compra de energia elétrica. A energia elétrica despachada por uma usina é precificada de acordo com a TEO, sendo destinada a cobrir somente os custos de operação variável e de manutenção da usina. Uma vez que a tarifa paga pelos geradores do MRE que não geram seu quociente de Energia Assegurada, é somente o valor dos custos que eles economizaram por não gerar a energia elétrica, o efeito líquido para esses geradores da realocação do MRE é o mesmo que se eles tivessem realmente gerado a energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2007, a TEO era R$7,47/MWh. A CCEE paga e liquida as compras e vendas em operações no MRE mensalmente.

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Energia Contratada e Contratos

Estratégia de Contratação

A Companhia adota uma política de gestão de riscos na qual uma porcentagem de sua Energia Assegurada permanece descontratada. Essa política permite a Companhia se proteger em uma situação em que a geração so sistema não atinja o quociente total de Energia Assegurada resultando em falta de energia elétrica ao MRE. Nessa situação, a Companhia e outros geradores precisariam comprar energia no mercado spot a preços mais altos devido ao aumento na demanda e diminuição no fornecimento. A política de ter uma parte de sua Energia Assegurada não contratada, protege a Companhia de exposição a preços potencialmente altos no mercado spot.

O comitê de riscos da Companhia reúne-se no mínimo duas vezes por ano, após a estação da seca e a estação das chuvas para determinar a porcentagem de sua capacidade assegurada que permanecerá sem contrato. Esse comitê analisa as condições do sistema de energia elétrica do Brasil e as expectativas para o saldo de fornecimento e demanda. Após essa análise, o comitê revisa o volume da Energia Assegurada da Companhia a ser contratado e define a estratégia a ser adotada para a celebração de contratos para otimizar sua carteira em um horizonte de cinco anos.

A carteira contratual atual da Companhia inclui contratos com empresas de distribuição no ACR e contratos bilaterais no ACL. A Companhia vende também energia em operações no MRE e no mercado spot.

Em agosto de 1998, a ANEEL revisou regulamentações anteriores para requerer que empresas de geração e de distribuição contratassem com outra à base de “take-or-pay” em volumes e taxas aprovadas pela ANEEL conforme contratos denominados “Contratos de Fornecimento Inicial.” Em virtude da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que entrou em vigor em 2004, o esquema do Contrato de Fornecimento Inicial foi eliminado. Para efetuar a transição entre os dois sistemas de contratação, a ANEEL reduziu o valor da energia a ser vendida em virtude dos Contratos de Fornecimento Inicial em 25,0% em cada ano entre 2002 e 2005. Os Contratos de Fornecimento Inicial finais venceram em 31 de dezembro de 2005. Os resultados operacionais da Companhia para os anos encerrados em 2005, 2006 e 2007 refletem os efeitos do vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial e sua substituição desses contratos por contratos no ACR e no ACL.

Contratos no ACR

De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, empresas de distribuição devem comprar 100,0% de suas necessidades esperadas de energia elétrica para seus clientes que não se qualificam como Consumidores Livres no ACR através de um processo de leilão público administrado pela ANEEL, conforme determinadas diretrizes fornecidas pelo MME. Vide “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro.” A Companhia está comprometida a fornecer energia elétrica às distribuidoras, em virtude dos processos de leilão ocorridos em 2004 e 2005, sendo que a entrega de energia elétrica teve início em 2005, 2006 e 2007. Os resultados operacionais da Companhia refletem uma diminuição no valor da energia elétrica vendida, uma vez que os Contratos Iniciais apresentavam preços por MWh superiores aos decorrentes dos contratos no ACR.

A Companhia participou dos leilões que ocorreram em 7 de dezembro de 2004, e do leilão de 11 de outubro de 2005.

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A Companhia firmou CCEARs como resultado desses leilões, segundo os quais se comprometeu a fornecer energia às empresas de distribuição conforme indicado na tabela abaixo:

Data do Leilão

Ano da Primeira

Entrega Prazo

Capacidade

Contratada

Preço Base

Médio

Número de Empresas

de distribuição

(anos) (MW) (Reais por MWh)

7 de dezembro de 2004 2005 8 214.0 60.0 34

7 de dezembro de 2004 2006 8 58.0 70.0 35

7 de dezembro de 2004 2007 8 218.0 76.0 31

11 de outubro de 2005 2006 3 66.0 62.8 5

Em 2007, os contratos no ACR geraram 47,3% das receitas brutas da Companhia e contabilizaram, aproximadamente, 49,2% de sua geração de Energia Assegurada. Os contratos no ACR são corrigidos com base na variação do IPCA.

Contratos no ACL

No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE, Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo Modelo do Setor Elétrico.

A partir de 2003, a Companhia aumentou consideravelmente sua participação no ACL como resultado da gradual redução de vendas sob os Contratos de Fornecimento Inicial e a migração dessas vendas para contratos no ACR e no ACL. A Companhia tem previsão de aumentar a porcentagem da energia elétrica que vende no ACL, ao mesmo tempo em que assegura mediante suas vendas no ACR um fluxo constante de receita. Desta forma, a Companhia acredita que deve continuar a ter uma carteira bem diversificada de clientes, formada por distribuidoras, comercializadoras e Consumidores Livres, a partir de contratos flexíveis, tanto em termos de duração, quanto de volume.

Em 2007, a Companhia já havia celebrado contratos de vendas com 34 empresas no ACL, seus contratos no ACL geraram 50,6% de suas receitas brutas e contabilizaram, aproximadamente, 42,6% da geração de sua Energia Assegurada. Os contratos no ACL têm prazos que variam de um mês a oito anos. Os preços médios no ACL tendem a ser maiores do que os preços médios que a Companhia obtém no ACR. Os Preços dos contratos no ACL com prazos superiores a um ano são corrigidos, em sua maioria, com base na variação do IGP-M, sendo os demais corrigidos pelo IPCA.

Receitas do Spot

A Companhia vende parte de sua geração de energia elétrica que não está contratada ou usada para concluir operações no MRE, no mercado spot. A CCEE contabiliza e compensa transações entre os agentes do mercado. Os geradores vendem e compram energia no mercado spot em um valor igual à diferença entre os volumes de energia despachada de suas usinas e os volumes que eles vendem em virtude de contratos do ACR, contratos do ACL e operações no MRE. Os geradores vendem a energia excedente (ou, alternativamente, compram a energia necessária para cumprir suas obrigações contratuais) pelo preço de liquidação de diferenças, ou PLD. O PLD é atualizado semanalmente e a compensação e o pagamento são feitos mensalmente.

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Pesquisa e Desenvolvimento

A Lei nº 9.991, promulgada em 24 de julho de 2000, exigiu que, em dezembro de 2005, as empresas de geração de energia elétrica gastassem no mínimo 1,0% de sua receita operacional líquida, conforme definido pela ANEEL, em pesquisa e desenvolvimento. Antes de dezembro de 2005, a Companhia era obrigada a destinar 0,25% da receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento. Do valor total alocado pela Companhia como pesquisa e desenvolvimento, 40,0% são pagos mensalmente ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Cientifico e Tecnológico — FNDCT, 20,0% são pagos mensalmente ao MME, e 40% restante é aplicado em projetos próprios de pesquisa e desenvolvimento. A Companhia registra os valores gastos com projetos próprios em pesquisa e desenvolvimento como despesas provisórias e pode reverter essas despesas e registrar esses valores como dispêndios de capital para propriedade, usina e equipamentos na medida em que a ANEEL aprove os projetos apresentados. A Resolução da ANEEL nº 2003, estabeleceu como fato gerador da obrigação o reconhecimento da receita, sendo assim a empresa reconheceu além dos valores do ciclo 2006/2007, a parcela correspondente a receita contabilizada, isto é, ciclos 2007/2008 e 2008/2009.

A ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007, estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser contabilizadas no grupo Deduções à Receita Operacional. Até 2006 os montantes não capitalizados eram registrados na rubrica Serviços de Terceiros, representando R$ 0,9 milhão em 2006, R$ 1,2 milhão em 2005 e R$0,6 milhão em 2004.

Despesas Operacionais

As variações nas despesas operacionais da Companhia são devidas principalmente aos custos de serviços de terceiros, pessoal, taxas para compensar o governo pelo uso de recursos hídricos e encargos pelo serviço de redes de transmissão e distribuição.

Serviços de Terceiros

Serviços de Terceiros incluem determinados serviços que são prestados à Companhia, atividades de consultoria (ou seja, serviços jurídicos e de auditoria), e custos de manutenção. As variações na maioria dessas despesas são causadas pela inflação.

Os TACs são acordos entre prefeituras, o ministério público e concessionárias, segundo os quais as partes concordam em quitar suas obrigações, decorrentes dos contratos de concessão, pela realização de ações estabelecidas nesses acordos. A Companhia é parte em um TAC, junto ao CIBACAP, conforme o qual concorda em tomar determinadas medidas ambientais compensatórias na bacia do reservatório da UHE de Capivara. Em 2005, a Companhia aditou esse TAC com o CIBACAP, que levou a uma despesa adicional de R$10,1 milhões.

Pessoal

A Companhia paga bônus a seus empregados com base no cumprimento de determinadas metas. O valor dos bônus varia de acordo com o desempenho obtido, sendo menores quando não cumpridas algumas metas, e maiores caso atingidas determinadas metas. No último trimestre de cada ano, a Companhia analisou seus registros financeiros provisórios, como forma de prever o bônus que será pago, além de realizar ajustes finais em suas disposições sobre bônus.

Em 2005, a Companhia provisionou o montante de R$3,8 milhões, considerando que estes seriam os bônus devidos. Entretanto, a Companhia superou as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos superassem em R$3,2 milhões. Este complemento foi reconhecido em 2006.

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Em 2006, a Companhia provisionou o montante R$4,6 milhões para bônus. Entretanto, a Companhia superou as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos superassem em R$1,7 milhões os bônus pagos. Este complemento foi reconhecido em 2007.

Já em 2007, a Companhia provisionou o montante de R$ 6,4 milhões para bônus.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

A regulamentação do setor elétrico brasileiro exige que os titulares de concessões e autorizações, que utilizem recursos hídricos, paguem uma taxa igual a 6,75% da tarifa atual de referência estabelecida para a energia elétrica gerada. Esses pagamentos são devidos à estados e municípios em que a usina ou seu reservatório está localizado. A compensação pelo uso de recursos hídricos é igual ao seguinte produto:

6,75% * energia gerada mensalmente (MWh) * tarifa de referência atual (R$/MWh)

A tarifa de referência é estabelecida pela ANEEL e é corrigida anualmente pelo IPCA. Antes de 2005, a tarifa de referência era corrigida anualmente pelo IGP-M. A ANEEL revê a tarifa de referência a cada quatro anos e estabelece uma nova base. Como resultado da revisão mais recente em 2005, a ANEEL aumentou a tarifa base em 19,0%. As tarifas vigentes foram: R$44,20/MWh em 2004, R$52,67/MWh em 2005, R$55,94/MWh em 2006 e R$57,63/MWh em 2007.

Encargos de Uso da Rede Elétrica

A ANEEL regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas pagas pela Companhia são (1) encargos TUST, (2) encargos TUSD e (3) encargos de conexão.

Os encargos TUST são tarifas sobre o uso da Rede de Transmissão Básica. Encargos TUST são computados e divididos anualmente pela ANEEL. A ANEEL primeiro determina o valor total das receitas que serão obtidas através dos encargos TUST somando o seguinte: (1) o valor total de custos de transmissão a que as concessionárias de transmissão têm direito em virtude de seus contratos de transmissão, ou o RAP; (2) uma parte do orçamento operacional da ONS; (3) uma previsão do nível de despesas que a ONS fará na melhoria ou expansão da Rede de Transmissão Básica; e (4) correções da inflação. Essa soma é então alocada a todas as empresas que utilizam a Rede de Transmissão Básica, com aquelas que enviam energia elétrica pagando 50,0% do encargo e aquelas que recebem energia elétrica pagando os outros 50,0% do encargo. A parte de cada empresa do total do encargo TUST é calculada com base em (1) o valor da energia elétrica que a empresa envia, referente a 80,0% do encargo TUST, e (2) a parte da rede que a empresa usa, referente a 20,0% do encargo TUST. O principal fator que leva a aumentos nos encargos TUST é o aumento constante do valor total de receitas a serem obtidas através dos encargos TUST.

Os encargos TUSD são cobranças pelo uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As concessionárias de distribuição operam linhas de energia média tensão que são utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à Rede de Transmissão Básica ou a centros de consumo. Somente quatro das usinas da Companhia utilizam a rede de distribuição; as outras usinas estão ligadas diretamente à Rede de Transmissão Básica. Os encargos TUSD são definidos por ano pela ANEEL, e são pagos com base na quantidade máxima de energia elétrica que um gerador tem contratado para transferir através das linhas de distribuição com a concessionária de distribuição. Atualmente, a Companhia encontra-se em litígio com relação à fórmula de alocação da TUSD, porque a TUSD não contém um componente baseado em quanto da linha de distribuição que a empresa utiliza, que todas as tarifas são obrigadas a conter em virtude da regulamentação do Setor Elétrico (caso esse componente fosse incluído, a Companhia pagaria menos encargos TUSD porque suas usinas estão localizadas mais próximas dos maiores centros de consumo do que os demais geradores).

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Até 2004, a Companhia pagava encargos por conexão às concessionárias de transmissão a que estava ligada pelo direito de se conectar aos seus sistemas (uso exclusivo) e também para remunerar o sistema de distribuição. A partir de 2005, a ANEEL determinou que a conexão deveria apenas contemplar as instalações de uso exclusivo, sendo a TUSD a tarifa responsável por remunerar o sistema de distribuição.

Inflação e Taxas de Câmbio

Todos os contratos do ACR da Companhia e contratos do ACL com prazos maiores do que doze meses têm preços indexados à inflação. A maioria de seus contratos do ACL são indexados ao IGP-M e todos seus contratos do ACR são indexados ao IPCA.

As despesas da Companhia são denominadas em reais e incorridas no Brasil. A principal dívida da Companhia é um contrato celebrado entre a Eletrobrás e a CESP, posteriormente cedido à Companhia no processo de privatização. Esse contrato é corrigido pelo IGP-M.

A totalidade de suas receitas e despesas são incorridas em reais. Conseqüentemente, a Companhia não está exposta a variações na taxa de câmbio do real frente ao dólar dos EUA.

Deduções à Receita Operacional

A receita operacional bruta da Companhia está sujeita ao ICMS e ao PIS/COFINS. O ICMS é cobrado sobre a receita operacional bruta recebida de Consumidores Livres a uma taxa entre 12,0% e 18,0%, dependendo do estado em que o Consumidor Livre está localizado. PIS e COFINS são cobrados sobre a receita operacional bruta a uma taxa que depende da data de assinatura do contrato que gerou a receita operacional bruta. A tarifa sobre a receita operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados antes de outubro de 2003 é de 3,65%, e a tarifa sobre receita operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados posteriormente é de 9,25%.

Em 1998, o governo promulgou a Lei nº 9.718, que permitiu a cobrança de PIS e COFINS sobre todas as receitas geradas, e não apenas sobre a receita operacional. Em conformidade a essa lei, entre 2003 e 2005, a Companhia pagou PIS e COFINS sobre todas as receitas. Em 2005, o Supremo Tribunal Federal decidiu que a Lei nº 9.718 era inconstitucional e que somente a receita operacional poderia ser tributada. Conseqüentemente, em 2006, a Companhia reconheceu créditos fiscais pelos impostos excedentes pagos entre 2003 e 2005.

Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007, estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas como Deduções à Receita Operacional.

Imposto de Renda e Contribuição Social

O imposto de renda e a contribuição social são cobrados com base em renda tributável, corrigida pelas despesas não dedutíveis, renda não-tributável, diferenças temporárias e a compensação de perdas de imposto de renda e contribuição social até o limite de 30,0% da renda tributável por ano. A atual taxa de imposto de renda é 25,0% e a atual taxa da contribuição social é 9,0%. A Companhia registrou ativos fiscais diferidos em perdas com imposto de renda e contribuição social e em provisões temporárias não-dedutíveis de acordo com a Deliberação da CVM nº. 273 e Instrução CVM nº 371.

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As empresas com operações em determinadas áreas do país têm direito de investir 18,0% do total de seus impostos de renda anuais diretamente no Fundo de Investimento da Amazônia, ou FINAM, um fundo que investe no desenvolvimento econômico e social da região amazônica, ao invés de pagar esse valor à Receita Federal. Nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2000, a Companhia contribuiu 100,0% de sua parcela do imposto de renda para o FINAM, e não recolheu à Receita Federal. Em 2003, a Receita Federal cobrou da Companhia a parcela de imposto de renda, alegando que podia contribuir apenas 18,0% dessa parcela de imposto de renda ao FINAM. Em 2002, a Companhia registrou uma provisão no valor de R$17,8 milhões e interpôs recurso administrativo contra essa cobrança. Em 2004, a Companhia reclassificou os juros relacionados à variação monetária sobre essa cobrança como uma despesa com juros em um valor de R$2,8 milhões. Em 2006, recebeu uma decisão em seu favor com relação às contribuições relativas a janeiro e fevereiro de 2000, e a Companhia reverteu a provisão referente a estes meses. A Companhia continua a contestar a cobrança com relação à contribuição relativa a março de 2000.

Práticas Contábeis Críticas

A discussão e análise da situação financeira e resultados operacionais da Companhia são baseadas em suas demonstrações financeiras, que foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil ("Práticas contábeis adotadas no Brasil"). A preparação dessas demonstrações financeiras exige a aplicação de critérios bem como o uso de estimativas. Uma política contábil crítica é aquela que é importante para a apresentação da condição financeira e resultados operacionais da Companhia e exige que a administração faça estimativas contábeis difíceis, subjetivas ou complexas. As práticas contábeis críticas descritas abaixo exigem que a administração da Companhia faça estimativas ou adotes premissas sobre questões que são incertas na ocasião em que a estimativa é feita. Além disso, estimativas diferentes que a administração poderia ter usado poderiam ter um impacto substancial na apresentação da situação financeira ou resultados operacionais da Companhia. As circunstâncias que tornam esses julgamentos difíceis, subjetivos e/ou complexos têm a ver com a necessidade de fazer estimativas sobre o efeito de questões que são inerentemente incertas. A Companhia baseia suas estimativas na experiência histórica e em várias outras suposições que sua administração acredita serem razoáveis em virtude das circunstâncias, cujos resultados formam a base para fazer julgamentos. Essas estimativas podem mudar conforme novos eventos ocorram, conforme mais experiência seja adquirida, conforme outras informações sejam obtidas e conforme o ambiente operacional da Companhia mude. A administração da Companhia acredita que as seguintes políticas contábeis envolvem a aplicação de estimativas contábeis críticas.

Provisão para Devedores Duvidosos

A provisão para devedores duvidosos é registrada com base na estimativa de perdas prováveis que podem surgir da cobrança de recebíveis, com base em experiência anterior da Companhia. A Companhia não experimentou qualquer atraso significativo em pagamentos de seus clientes, e não espera experimentar qualquer atraso no futuro. Antes de celebrar um novo contrato, a Companhia analisa cuidadosamente o crédito de seus clientes, o que resultou em uma carteira de clientes de alta qualidade.

A RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária tem por finalidade fazer frente aos impactos financeiros a que ficou submetida a Companhia, dentre outras empresas do setor, em virtude de despesas com a compra de energia livre no mercado de curto prazo (“Energia Livre”), forçada pela redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do MRE – Mecanismo de Realocação de Energia, durante o período do racionamento, ocorrido entre 2001 e 2002, implantado em face das condições hidrológicas desfavoráveis e do baixo nível de armazenamento dos reservatórios de várias regiões do país.

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Foi elaborado, no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico, pelos agentes do mercado para equacionar os

impactos oriundos do racionamento, Acordo de Reembolso de Energia Livre, em que está estabelecido o

compromisso de ressarcimento pelas distribuidoras (arrecadadoras da RTE) da Companhia, bem como das

demais empresas afetadas pela compra da energia livre. Os recursos via RTE deveriam ser recebidos num

prazo médio de 72 meses, conforme determinado pela Resolução GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, e

pela Resolução ANEEL nº 31, de 24 de janeiro de 2004, conforme nota explicativa nº 21 das Demonstrações

de Resultado da Companhia.

O período para realização dos valores a receber relativos à RTE baseado na Resolução Normativa nº 1, de 12

de janeiro de 2004 emitida pela ANEEL, é considerado insuficiente pela Administração da Companhia para

fazer frente ao crédito de Energia Livre. Conseqüentemente, a Companhia reconhece provisão para créditos de

liquidação duvidosa para a parcela cuja recuperação é considerada improvável, no montante de R$ 33.862

(R$ 61.770 em 31/12/2006). Em relação aos demais créditos, a provisão, quando aplicável, foi constituída

após criteriosa análise das contas a receber. A Companhia revisa esse valor, mensalmente, com base no

recebimento médio dos últimos três meses.

A Companhia acredita que, caso as regras atuais não sejam alteradas, não receberá a totalidade do valor de

seus recebíveis de RTE.

O valor de R$ 40.572 anteriormente constante do saldo de Contas a Receber – Concessionárias e

Permissionárias, e também do saldo de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa foi revertido para a

rubrica de Despesas com Vendas conforme instrução expressa recebida da ANEEL, em conformidade com o

Item 16 do Ofício Circular SFF/ANEEL nº 2.409/07, sem prejuízo do direito, que a Companhia se reserva, de

vir a recuperar o devido recebimento de 100% do valor baixado correspondente à recomposição de receitas

relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica.

Ativo Imobilizado

O ativo imobilizado da Companhia é registrado ao custo da aquisição ou construção, corrigido monetariamente

até 31 de dezembro de 1995, incluindo a remuneração sobre capital próprio, encargos financeiros, e variações

monetárias e cambiais sobre empréstimos e financiamentos relacionados à construção em andamento, menos

a depreciação e amortização acumuladas. A depreciação é calculada com base no método linear por classe de

ativo em virtude dos termos das Resoluções 2 e 44 da ANEEL.

Benefício Fiscal sobre a Amortização do Ágio

A Companhia registrou como ativo um benefício fiscal de R$103,8 milhões, como resultado de fusão com a

Duke Sudeste. Conforme determinado pela Instrução CVM nº.319/99, o benefício fiscal foi registrado com

contrapartida na reserva especial para ágio na fusão incluído no patrimônio líquido.

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Esse ágio o está sendo amortizado até 2030 de acordo com as resoluções da ANEEL baseadas na projeção de lucros futuros preparada por consultores externos, conforme estabelecido na tabela abaixo:

Demonstrativo da Amortização do Ágio

Saldo a amortizar 31/12/01 305.873.597,65

Índice para Amortização do ágio, conforme Resolução ANEEL Nº 28/2002

2001 0,01727 5.282.437,03 300.591.160,62 2002 0,01834 5.609.721,78 294.981.438,84 2003 0,04200 12.846.691,10 282.134.747,74 2004 0,06001 18.355.474,59 263.779.273,14

2005 0,07720 23.613.441,74 240.165.831,40 2006 0,06488 19.845.079,02 220.320.752,39 2007 0,06144 18.792.873,84 201.527.878,55 2008 0,05816 17.789.608,44 183.738.270,11 2009 0,05512 16.859.752,70 166.878.517,41 2010 0,05232 16.003.306,63 150.875.210,78 2011 0,04974 15.214.152,75 135.661.058,03 2012 0,04737 14.489.232,32 121.171.825,71 2013 0,04496 13.752.076,95 107.419.748,76 2014 0,04167 12.745.752,81 94.673.995,94 2015 0,03848 11.770.016,04 82.903.979,91 2016 0,03553 10.867.688,92 72.036.290,98 2017 0,03172 9.702.310,52 62.333.980,46 2018 0,02833 8.665.399,02 53.668.581,44 2019 0,02529 7.735.543,28 45.933.038,16 2020 0,02258 6.906.625,83 39.026.412,32 2021 0,02016 6.166.411,73 32.860.000,60 2022 0,01800 5.505.724,76 27.354.275,84 2023 0,01607 4.915.388,71 22.438.887,12 2024 0,01435 4.389.286,13 18.049.601,00 2025 0,01281 3.918.240,79 14.131.360,21 2026 0,01144 3.499.193,96 10.632.166,25 2027 0,01021 3.122.969,43 7.509.196,82 2028 0,00912 2.789.567,21 4.719.629,61 2029 0,00814 2.489.811,08 2.229.818,53

2030 0,00729 2.229.818,53 (0,00)

1,00000 305.873.597,65

De acordo com a Instrução CVM nº. 349/01, para finalidade de apresentação de demonstrações financeiras, o valor líquido correspondente ao benefício fiscal descrito acima é apresentado em ativos circulantes e recebíveis em longo prazo, na conta “Impostos e contribuição sociais,” com base no prazo esperado de sua realização.

91

Planos de Pensão

A Companhia patrocina planos de pensão para seus empregados, que incluem planos de benefícios definidos e, após 1997, planos de contribuição definidos. Para os planos de benefícios definidos, os custos, contribuições e passivos atuariais são registrados anualmente, de acordo com a Deliberação da CVM 371/00, com base em cálculos realizados por atuários independentes utilizando premissas que são fornecidas pela Companhia sobre taxas de juros, retornos sobre investimentos, níveis de inflação, taxas de mortalidade e níveis futuros de emprego. Essas premissas causam impacto diretamente sobre o passivo da Companhia referentes a custos de pensão acumulados e sobre os valores que registra como custos de pensões no resultado.

A Fundação CESP é um plano de pensão que cobre alguns de seus empregados. Nos termos deste plano, caso a Fundação CESP apresente um superávit, esse reduzirá o valor da dívida da Companhia aberto. A Companhia reconhece os itens relacionados à Fundação CESP em sua conta de “Receitas (Despesas) Financeiras” de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Provisão para Contingências

A Companhia é atualmente parte em processos judiciais, conforme descrito na seção “Atividade da Companhia—Pendências Judiciais,” e em suas Demonstrações Financeiras. Os consultores jurídicos da Companhia analisam, trimestralmente, os processos em que é parte e classificam o risco de perda desses processos como sendo provável, possível ou remoto. As provisões para contingências são registradas com base no parecer desses consultores jurídicos. A contabilização de contingências exige um julgamento significativo por parte da administração da Companhia, em relação às estimativas de probabilidades e variações de exposição a potencial passivo. O resultado dessas contingências pode variar significativamente, podendo causar impacto significativos sobre os resultados operacionais, fluxos de caixa e resultados da Companhia.

Antes de 2006, a provisão para reclamações trabalhistas era constituída com base no valor total de reclamações trabalhistas em que a Companhia é parte. Desde o início de 2006, a cada três meses, os consultores jurídicos da Companhia analisam o andamento das ações, e classificam cada processo judicial conforme seu risco de perda, de forma que a Companhia possa claramente identificar os riscos potenciais e registrar essa provisão mais precisamente. Como resultado dessa análise, a Companhia reduziu sua provisão para reclamações trabalhistas em R$7,5 milhões líquidos em 2006.

A Companhia é parte em uma série de processos ambientais e um processo por danos culturais e ao patrimônio histórico. A Companhia classifica o risco de perda, na maioria desses casos, como sendo possível ou remoto, e portanto não tem provisões relacionadas a esses casos.

Em 2004, a Companhia reverteu sua provisão para perdas por litígios ambientais em R$31,8 milhões porque obteve licenças ambientais para a maioria de suas instalações. Em 1999, somente as usinas de Canoas possuíam as licenças ambientais necessárias para operar. Uma série de ações públicas e privadas foram ajuizadas contra a Companhia, em virtude do descumprimento de algumas normas ambientais, necessárias à obtenção das licenças ambientais. A Companhia registrou uma provisão para os valores devidos em virtude desses processos. Entre 1999 e 2004, a Companhia iniciou uma série de programas de correção ambiental destinados a satisfazer as exigências para as licenças ambientais. Quando a Companhia obteve as licenças ambientais em 2004, reverteu as provisões por reivindicações ambientais.

92

Reconhecimento de Receita

As compras e vendas de energia elétrica da Companhia são registradas pelo regime da competência em

conformidade com às informações prestadas pela CCEE, que é a entidade responsável pelo cálculo de compras

e vendas de energia elétrica transportada sob sua supervisão. Nos meses em que essa informação não está

disponível no prazo de preparação das demonstrações financeiras, os valores são estimados pela Companhia,

utilizando informações disponíveis, e são subsequentemente corrigidas quando as informações são

disponibilizadas pela CCEE.

Resultados Operacionais

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2007 em comparação ao Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2006

A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia, para os anos encerrados em 31 de

dezembro de 2007 e 2006.

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2007

% Receita

Operacional 2006

% Receita

Operacional

% Variação

2007/2006

(em milhares de Reais)

Receita operacional............................................................ 729.472 100 664.093 100 9,8

Deduções à receitas operacionais ....................................... -95.234 13,1 -63.958 9,6 48,9

Receita operacional líquida ................................................. 634.238 86,9 600.135 90,4 5,7

Despesas operacionais .......................................................

Pessoal ........................................................................... -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3

Materiais ........................................................................... -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3

Serviços de Terceiros ......................................................... -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos ...... -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6

Taxa de Fiscalização da ANEEL -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7

Energia elétrica comprada para revenda ............................. -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8

Encargos de Uso da Rede Elétrica....................................... -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9

Depreciação e amortização................................................. -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4

Outras despesas ................................................................ -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1

Total despesas operacionais ............................................... -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0

Resultado Operacional ....................................................... 261.339 35,8 227.403 34,2 14,9

Despesas financeiras (líquidas)........................................... -157.861 21,6 -114.567 17,3 37,8

Resultado não operacional ................................................. -226 0,0 -2.521 0,4 -91,0

Impostos de renda e contribuição social.............................. -30.469 4,2 -24.093 3,6 26,5

Lucro Líquido .............................................................. 72.783 10,0 86.222 13,0 -15,6

93

Receita Operacional

A receita operacional aumentou em 9,8% para R$ 729,5 milhões, em 2007, em comparação aos R$664,1 milhões no mesmo período de 2006. Esse aumento foi devido principalmente (1) a um aumento de 92,2% na receita operacional derivada de contratos do ACR, (2) em uma menor medida, a um aumento de 82,2% nas vendas de energia elétrica no mercado spot . Os efeitos desses aumentos foram parcialmente compensados por uma diminuição de 21,9% na receita operacional derivada de contratos do ACL bem como redução de 28,0% na receita operacional derivada de operações no MRE.

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2007

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2006

% Variação

Fornecimento de Energia Volume Receita operacional % Volume

Receita operacional % 2007/2006

(em MWh) (em milhares de Reais) (em MWh)

(em milhares de Reais)

Contratos no ACL ..........................................

4.051.967

368.679

50,6

5.982.634

472.077

71,1 -21,9

Contratos no ACR ..........................................

4.686.418

344.951

47,3

2.777.177

179.480

27,0 92,2

Mercado Spot................................................

428.024

10.886

1,5

197.049

5.976

0,9 82,2

MRE .............................................................

630.061

4.705

0,6

880.620

6.539

1,0 -28,0

Contratos de Fornecimento Inicial ..................

1

8

0,0

(7)

(0,0) -214,3

Total ........................................................

9.796.471 729.229

100

9.837.480 664.065

100 9,8

Fornecimento de Energia - Contratos no ACL

A receita operacional derivada dos contratos do ACL diminuiu 21,9%, para R$368,7 milhões, em 2007, em comparação aos R$472,1 milhões no mesmo período de 2006. Esta redução se dá, principalmente em razão de uma diminuição de 32,3% no volume de energia elétrica vendida de contratos do ACL, em 2007, como resultado do vencimento de alguns dos contratos bilaterais celebrados pela Companhia. Os efeitos dessa diminuição foram parcialmente compensados por um aumento de 15,3% no preço médio da energia elétrica vendida dos contratos do ACL da Companhia para R$ 91,0/MWh, em 2007, em comparação aos R$ 78,9/MWh, no mesmo período de 2006, como resultado (1) dos ajustes de preço com base na inflação anual contidos nesses contratos do ACL, e (2) dos aumentos dos preços da energia elétrica que a Companhia negocia nos contratos do ACL iniciados em 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACL.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACR

A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou 92,2%, totalizando R$345,0 milhões, em 2007, em comparação aos R$179,5 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a (1) um aumento de 68,7% no volume de energia elétrica vendido de contratos do ACR em 2007, como resultado do início da entrega de energia elétrica em janeiro de 2007 referente a um contrato do ACR pelo qual a Companhia está comprometida em entregar 218 MW até 2014, e (2) um aumento de 13,9% no preço médio da energia elétrica vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela Companhia para R$ 73,6/MWh em 2007, em comparação aos R$ 64,6/MWh no mesmo período de 2006, principalmente devido a (a) ajustes de preços com base na inflação anual contidos nesses contratos do ACR, e (b) aumentos de preços da energia elétrica dos contratos do ACR iniciados durante o ano de 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACR.

94

Fornecimento de Energia – MRE

A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu 28,0% para R$ 4,7milhões em 2007, em comparação aos R$6,5 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente como resultado da diminuição de 28,5% no volume de energia elétrica vendida em operações no MRE para 630,1 GWh em 2007, em comparação de 880,6 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado de menor volume de geração em 2007.

Fornecimento de Energia – Mercado spot

A receita operacional derivada das vendas no mercado spot aumentou em 82,2%, para R$10,9 milhões, em 2007, em comparação aos R$6,0 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de um aumento de 117,2 % no volume de energia elétrica vendido em transações spot para 428,0 GWh em 2007, de 197,0 GWh no mesmo período em 2006, compensado por uma diminuição de 16,1% no preço médio da energia elétrica vendida em transações spot para R$ 25,4 /MWh em 2007, de R$ 30,3 /MWh no mesmo período em 2006.

Deduções à Receita Operacional

O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Clientes Livres aumentou em 27,2% para R$33,2 milhões, em 2007, em comparação aos R$26,1 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado do menor volume de créditos decorrentes de aquisições de equipamentos.

A contribuição PIS/COFINS aumentou em 29,2% para R$49,0 milhões em 2007, em comparação aos R$37,9 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado do aumento da receita operacional sujeita a esses impostos.

Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007, estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas neste grupo. A Companhia então reconheceu nesta rubrica o montante de R$ 13,1 milhões. Em 2006 este item representou R$ 0,9 que se encontram registrados como Serviços de Terceiros, os quais não foram reclassificados. Este aumento foi decorrente principalmente pela não capitalização de projetos de P&D em 2007 e R$ 6,3 milhões devido à Resolução da Aneel nº 233 em vigor a partir de janeiro de 2007.

Receita Operacional Líquida

Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida aumentou em 5,7% para R$634,2 milhões, em 2007, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006. Desconsiderando-se a despesa com P&D mencionada acima, a receita operacional líquida ajustada1 de 2007 seria de R$647,3 milhões, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006. Despesas Operacionais

As despesas operacionais permaneceram estáveis, R$372,9 milhões em 2007, em comparação aos R$372,7 milhões no mesmo período de 2006. Considerando-se a despesa de R$8,0 milhões com P&D, referente somente ao exercício de 2007, e desconsiderando-se a despesa de R$1,7 milhões com bônus, referente ao exercício de 2006, a despesa operacional ajustada2 referente a 2007 seria de R$379,2 milhões.

1 A Receita Ajustada foi calculada com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes. 2 A Despesa Operacional Ajustada foi calculada com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes.

95

O quadro abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia, para os períodos indicados.

2007 % de Total 2006 % de Total

% Variação

2007/2006

(Milhares

de Reais)

(Milhares

de Reais)

Pessoal....... ....................................................... -51.376 7,0 -48.323

7,

3 6,3

Material.............................................................. -2.380 0,3 -2.412

0,

4 -1,3

Serviços de Terceiros .......................................... -29.268 4,0 -28.664

4,

3 2,1

Compensação Financeira pela Utilização

de Recursos Hídricos ...................................... -36.956 5,1 -36.364

5,

5 1,6

Taxa de Fiscalização da ANEEL................... -3.222 0,4 -3.692

0,

6 -12,7

Compras MRE/Spot ............................................. -18.384 2,5 -26.938

4,

1 -31,8

Encargos de Uso da Rede Elétrica ........................ -72.258 9,9 -68.262

10

,3 5,9

Depreciação e amortização.................................. -142.779 19,6 -144.749

21

,8 -1,4

Outras despesas ................................................. -16.276 2,2 -13.328

2,

0 22,1

Despesas Operacionais ................................. -372.899 51,1 -372.732

56

,1 0,0

A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que levaram à variação em suas despesas operacionais, entre 2007 e 2006.

Pessoal

A despesa com pessoal aumentou 6,3%, para R$51,4 milhões em 2007, em comparação aos R$48,3 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de reajuste salarial.

Serviços de Terceiros

A despesa com serviços de terceiros aumentou em 2,1 % para R$ 29,3 milhões em 2007, em comparação aos R$28,7 milhões no mesmo período de 2006, devido a reajuste regular dos contratos.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

Os pagamentos de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos aumentaram em 1,6% para R$37,0 milhões em 2007, em comparação aos R$36,4 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente como resultado do aumento da tarifa em 3% ( R$ 57,63/MWh em 2007 versus R$ 55,94/MWh em 2006) compensado pela redução de 1,3% no volume de energia despachada das usinas para 9.500,3 GWh em 2007, em comparação aos 9.630,3 GWh no mesmo período de 2006.

96

Compras MRE/Spot – CCEE

Compras de energia em operações no MRE e no mercado spot diminuíram para R$18,4 milhões, em 2007, em

comparação aos R$26,9 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um

aumento no volume de energia elétrica comprada em operações no MRE para 562,8 GWh, em 2007, em

comparação 476,8 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado da diminuição no

volume de energia despachada das usinas, e (2) uma diminuição de 30,4% no volume de energia elétrica

comprada em operações no mercado spot para 128,8 GWh em 2007, contra 185,1 GWh no mesmo período em

2006, e (3) uma diminuição de 19,1% no preço médio da energia elétrica comprada em operações do

mercado spot para R$98,5/MWh em 2007, contra R$114,5/MWh no mesmo período em 2006.

Encargos de Uso da Rede Elétrica confirmar tarifas

Os encargos de uso da rede elétrica aumentaram em 5,9% para R$72,3 milhões em 2007, em comparação aos R$68,3 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um aumento de 6,5% na média das Tarifas TUST para R$2,45/kW/mês em 2007, em comparação aos R$2,3/kW/mês no mesmo período de 2006 e (2) um aumento de 6,8% em encargos TUSD para R$8,9 milhões em 2007, em comparação aos R$8,3 milhões no mesmo período de 2006.

Depreciação e Amortização

Despesas com depreciação e amortização diminuíram em 1,4% para R$142,8 milhões em 2007, em comparação aos R$144,7 milhões no mesmo período de 2006. A amortização do ágio diminuiu para R$ 18,8 milhões em 2007, em comparação aos R$ 19,8 milhões no mesmo período de 2006.

Outras Despesas

Outras despesas aumentaram em 22,1% para R$16,3 milhões em 2007, em comparação aos R$13,3 milhões no mesmo período de 2006. O valor provisionado de RTE apresentou uma redução de R$7,3milhões (causada pelo recálculo de juros em 2006), compensado pela variação em provisão para contingências trabalhistas - R$ 9,1 milhões, devido a reversão de provisão ocorrida em 2006.

Resultado Operacional

O resultado operacional aumentou em 14,9% para R$261,3 milhões, em 2007, em comparação aos R$227,4 milhões no mesmo período de 2006. Em relação a receita operacional líquida, o resultado operacional foi 35,8% em 2007, em comparação aos 34,2% no mesmo período de 2006.

Despesas Financeiras, Líquidas

As despesas financeiras, líquidas aumentaram em 130,6% para R$ 264,2 milhões em 2007, em comparação aos R$ 114,6 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a:

• Uma diminuição de 60,1% em receitas nos juros RTE para R$10,4 milhões em 2007, em comparação aos R$26,0 milhões no mesmo período de 2006, resultado do reconhecimento de juros adicionais sobre recebíveis RTE em 2006.

• Reversão de provisão fiscal referente a juros e multa sobre o FINAM referente ao processo administrativo nº 19515.003540/2005-96, no valor de R$ 11,3 milhões.

97

• Um aumento de 83,8% na variação monetária relacionada à dívida da Eletrobrás devido à variação do IGPM no período (7,8% em 2007 comparado a 3,8% em 2006), o que representa um montante de R$ 70,2 milhões em 2007, em comparação aos R$38,2 milhões no mesmo período de 2006, compensados por

• uma diminuição de 8,7% em despesas com juros, R$ 106,4 milhões em 2007, em comparação aos R$116,5 milhões no mesmo período de 2006, como resultado de amortização do endividamento da Companhia; e

• Rendimentos com aplicações financeiras superiores em 50,7%, representando R$ 11,9 milhões em 2007 em comparação a R$ 7,9 milhões em 2006

Resultado Não-Operacional

O resultado não-operacional foi negativo em R$0,2 milhão em 2007, em comparação às despesas não-operacionais de R$2,5 milhão no mesmo período de 2006. A variação foi principalmente devido à baixa de algumas instalações doadas à prefeitura de Rosana, baixa de TC’s e disjuntores na planta Capivara e baixa de alguns bens de pequena monta pelo inventário.

Imposto de Renda

O imposto de renda aumentou em 26,5% para R$30,5 milhões em 2007, em comparação aos R$24,1 milhões no mesmo período de 2006. A taxa de imposto efetiva da Companhia aumentou para 29,4% em 2007, em comparação aos 21,8% no mesmo período de 2006, principalmente devido ao efeito no imposto diferido da reversão da provisão relacionada ao FINAM em 2006 no montante de R$8,6 milhões.

Lucro Líquido

Como resultado dos fatores mencionados, o lucro líquido diminuiu em 15,6% para R$72,8 milhões em 2007, em comparação aos R$86,2 milhões no mesmo período de 2006. Como uma porcentagem de receita operacional líquida, a renda líquida foi 10,0% em 2007, em comparação aos 13,0% no mesmo período de 2006.

EBITDA O EBITDA em 2007 foi de R$403,9 milhões, 9,3% superior aos R$369,6 milhões apurados no mesmo período de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período.

(1) O EBITDA foi calculado como o lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e

depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.

01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da

Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA

fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar

empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP ou US

GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias.

Em 31 de dezembro de % Variação

2007 2006 2007/2006

(Em reais mil)

LUCRO LÍQUIDO 72.783 86.222 -15,6

Imposto de Renda e Contribuição Social 30.469 24.093 26,5

Despesas Financeiras ( Líquida ) 157.861 114.567 37,8

Depreciação e Amortização 142.779 144.749 -1,4

EBITDA (1) 403.892 369.631 9,3

98

O EBITDA Ajustado em 2007 foi de R$410,7 milhões, 9,3% superior ao EBITDA Ajustado de R$375,4 milhões apurados no mesmo período de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período.

(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes.

Endividamento

A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da

Companhia, em 31 de dezembro de 2007:

31 de dezembro de 2007 31 de dezembro de 2006

Curto

Prazo

Longo

Prazo Total

Curto

Prazo

Longo

Prazo Total

(Em milhares de reais)

Eletrobrás ........................................................ 148.741 865.086 1.013.827 123.674 940.574 1.064.248

BNDES ............................................................. 2.437 2437 13.733 2.293 16.026

CESP ............................................................... 408 5.675 6.083

Total .............................................................. 151.178 865.086 1.016.264 137.815 948.542 1.086.357

A discussão abaixo descreve brevemente as transações financeiras significativas da Companhia:

Eletrobrás – A Companhia celebrou um contrato de financiamento com a Eletrobrás, assumido como parte de

sua privatização, referente à compra de energia de Itaipu/FURNAS, sujeito a uma consolidação com base

no IGP-M mais juros de 10,0% por ano e pagável mensalmente até maio de 2013. O empréstimo da

Eletrobrás está garantido por meio dos recebíveis da Companhia, e a Eletrobrás detém uma procuração

para as finalidades de exercer seus direitos ao pagamento. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo da

dívida era de R$1.013,8 milhões, e a data de vencimento programado era 15 de maio de 2013.

A Eletrobrás concordou em permitir que a Companhia efetue o pagamento antecipado, total ou parcial,

em qualquer tempo, durante o ano de 2008.

Em 31 de dezembro de % Variação

2007 2006 2007/2006

(Em reais milhões exceto %)

EBITDA 403,9 369,6 9,3

P&D 5,1 0 -

Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 1,7 1,5 13,3

Provisão trabalhista 0 6,8 -

Baixa de ativos 0 -2,5 -

EBITDA Ajustado(1) 410,7 375,4 9,3

Margem EBITDA Ajustado 63,5% 62,7% -

99

BNDES – A Companhia celebrou dois contratos de dívida com o Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), para cobrir 90,0% dos custos oriundos da compra de energia elétrica efetuada para cobrir os compromissos contratuais da Companhia, durante o racionamento ocorrido em 2001. O BNDES detém um direito real de garantia sobre uma conta em que 25,0% dos recebíveis de vendas da Companhia, são depositados mensalmente. 7,78% dos recebíveis da Companhia, são automaticamente transferidos por mês da conta recebedora para as contas de pagamento. Os empréstimos estão sujeitos a uma taxa de juros igual à taxa de juros oficial – SELIC - mais 1,0% ao ano, e são pagáveis mensalmente até fevereiro de 2008. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo principal em aberto referente aos contratos de empréstimo era de R$2,4 milhões. O BNDES tem direito de antecipar o total da dívida se eventuais restrições na capacidade de crescimento ou desenvolvimento tecnológico da Companhia surgirem, caso o acesso da Companhia a novos mercados for restringido ou se ocorrerem eventos que possam prejudicar a capacidade de pagamento dos valores devidos em virtude do empréstimo. Os contratos de dívida proíbem, ainda, o pagamento antecipado pela Companhia, de qualquer outro endividamento que esta eventualmente possa ter. Todavia, o BNDES concordou em permitir que a Companhia utilize o produto das Debêntures e as Debêntures para pagar antecipadamente o empréstimo da Eletrobrás.

Fundação CESP – Antes de 1998, os empregados da CESP tinham direito a uma pensão igual a 100% de seus salários em virtude de um plano administrado pela Fundação CESP. A Fundação CESP fundou esse plano através da compra de contratos de anuidade. A Companhia é agora responsável por qualquer deficiência relacionada a empregados atuais e antigos de suas usinas, em virtude do plano para empregados que começaram a trabalhar para a Companhia antes de 2002. Anualmente, atuários determinam o valor do possível passivo da Companhia por deficiências em virtude do plano. Caso seja determinado que haverá uma deficiência, a Companhia é obrigada a pagar um valor necessário para eliminar a deficiência; caso seja determinado que haverá um ágio, então os futuros passivos por deficiências serão reduzidos. Atualmente, o saldo do endividamento pendente com a CESP em virtude deste contrato é zero.

Contas Relevantes do Balanço Patrimonial

Ativo Circulante

O saldo do ativo circulante em 31 de dezembro de 2007 era de R$ 255,9 milhões, um crescimento de 37,7% em comparação a R$185,8 milhões em 31 de dezembro de 2006. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto representaram em 31 de dezembro de 2007 R$ 128,8 milhões em comparação aos R$ 53,2 milhões em 31 de dezembro de 2006, um aumento de 142,1% principalmente devido à maior geração de caixa e utilização de créditos fiscais provenientes da cisão.

Ativo Não-Circulante

O saldo do ativo não circulante em 2007 foi de R$ 95,0 milhões, uma redução de 18,6% em comparação aos R$116,7 milhões em 2006. Esta variação foi causada principalmente por utilização de parte do imposto de renda diferido.

Ativo Permanente

O saldo do ativo permanente em 2007 foi de R$ 2.960,8 milhões, em comparação aos R$3.061,6 milhões em 2006. O saldo foi afetado pela depreciação normal para o período (R$ 121,4 milhões), compensada parcialmente pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e baixas.

100

Passivo Circulante

O saldo do passivo circulante em 2007 era de R$263,6 milhões, um aumento de 3,1% em comparação com os R$255,7milhões em 2006. As principais razões para tal variação são: (i) crescimento de R$9,1 milhões nos encargos de uso da rede de transmissão; (ii) aumento de R$10,1 milhões em P&D; (iii) R$ 13,8 milhões correspondentes a atualização monetária dos empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo; compensados por (iv) menor saldo de CIPACAP a pagar decorrente de reclassificação para longo prazo no montante de R$ 9,6 milhões em 2007 e (v) menor volume de dividendos pendentes de pagamento.

Passivo Não Circulante

O saldo do passivo não circulante em 2007 foi de R$ 913,6 milhões, uma redução de 6,5% comparado com os R$977,6 milhões em 2006, devido principalmente à transferência dos saldos de empréstimos de longo prazo para curto prazo, redução da dívida com a CESP compensado parcialmente por aumento nas provisões trabalhistas em razão da reavaliação das expectativas de perda e novos processos.

Patrimônio Líquido

O saldo em 2007 foi de R$ 2.134,5 milhões, relativamente estável comparado com os R$ 2.130,9 milhões em 2006. Este saldo foi afetado pelos seguintes eventos no período: (i) resultado no período de R$72,8 milhões, (ii) dividendos distribuídos/propostos no valor de R$ 69,1 milhões pela constituição da reserva legal no montante de R$3,6 milhões.

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2006 em comparação ao Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2005

A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia para os anos encerrados em 31 de dezembro de 2006 e 2005. Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2006

% Receita

Operacional 2005

% Receita

Operacional

% Variação

2006/2005

(em milhares de Reais)

Receita operacional 664.093 100,0 664.786 100,0 -0,1

Deduções à receitas operacionais (63.958) 9,6 (49.718) 7,5 28,6

Receita operacional líquida 600.135 90,4 615.068 92,5 -2,4

Despesas operacionais

Pessoal (48.323) 7,3 (43.606) 6,6 10,8

Materiais (2.412) 0,4 (2.094) 0,3 15,2

Serviços de Terceiros (28.664) 4,3 (36.473) 5,5 -21,4

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (36.364) 5,5 (37.963) 5,7 -4,2

Taxa de Fiscalização da ANEEL (3.692) 0,6 (3.378) 0,5 9,3

Energia elétrica comprada para revenda (26.938) 4,1 (16.637) 2,5 61,9

Encargos de Uso da Rede Elétrica (68.262) 10,3 (48.529) 7,3 40,7

Depreciação e amortização (144.749) 21,8 (148.526) 22,3 -2,5

Outras despesas (13.328) 2,0 (3.478) 0,5 283,2

Total despesas operacionais (372.732) 56,1 (340.684) 51,2 9,4

Resultado Operacional 227.403 34,2 274.384 41,3 -17,1

Despesas financeiras (líquidas) (114.567) 17,3 (115.195) 17,3 -0,5

Resultado não operacional (2.521) 0,4 (447) 0,1 464,0

Impostos de renda e contribuição social (24.093) 3,6 (45.661) 6,9 -47,2

Lucro Líquido 86.222 13,0 113.081 17,0 -23,8

101

Receita Operacional

A receita operacional permaneceu relativamente estável em R$664,1 milhões em 2006, em comparação aos

R$664,8 milhões em 2005. A estabilidade na receita resultou dos efeitos líquidos do (1) vencimento dos

Contratos de Fornecimento Inicial, que representavam 28,5% da receita operacional em 2005, (2) um

aumento de 62,4% na receita operacional derivada de contratos do ACR e (3) um aumento de 36,1% na

receita operacional derivada de contratos do ACL.

Exercício Social Encerrado em 31 de

dezembro de 2006

Exercício Social Encerrado em 31 de

dezembro de 2005

%

Variação

Fornecimento de Energia Volume

Receita

operacional % Volume

Receita

operacional % 2006/2005

(em MWh) (em milhares

de reais)

(em MWh) (em milhares

de reais)

Contratos no ACL 5.982.634 472.077 71,1 4.366.185 346.851 52,2 36,1

Contratos no ACR 2.777.177 179.480 27,0 1.857.365 110.489 16,6 62,4

MRE 880.620 6.539 1,0 1.314.100 9.125 1,4 -28,3

Mercado spot 197.049 5.976 0,9 495.585 8.712 1,3 -31,4

Contratos de Fornecimento Inicial 1 (7) — 2.501.269 189.521 28,5 -100,0

Total 9.837.480 664.065 100,0 10.534.504 664.698 100,0 -0,1

Fornecimento de Energia – Contratos no ACL

A receita operacional derivada de contratos do ACL aumentou em 36,1% para R$472,1 milhões em 2006, em

comparação aos R$346,9 milhões em 2005, principalmente devido a um aumento de 37,0% no volume de

energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACL em 2006, resultante do vencimento dos Contratos de

Fornecimento Inicial e da substituição desses contratos por contratos do ACL.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACR

A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou em 62,4% para R$179,5 milhões em 2006, em

comparação aos R$110,5 milhões em 2006, principalmente devido a (1) um aumento de 49,5% no volume de

energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACR em 2006 como resultado do vencimento dos

Contratos de Fornecimento Inicial e a substituição desses contratos por contratos do ACR e (2) um aumento

de 7,9% no preço médio da energia elétrica vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela

Companhia para R$64,6/MWh em 2006 em comparação aos R$59,9/MWh em 2005 devido a (a) correções da

inflação em virtude desses contratos e (b) um aumento no preço base médio para os contratos que iniciaram a

entrega em 2006 para R$66,2/MWh de R$60,0/MWh para contratos que iniciaram a entrega em 2005.

102

Fornecimento de Energia – MRE

A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu em 28,3% para R$6,5 milhões em 2006, em

comparação aos R$9,1 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 33,0% no

volume de energia elétrica vendido em operações no MRE para 880,6 GWh em 2006 de 1.314,1 GWh em

2005, principalmente como resultado do menor despacho em 2006, (2) um aumento de 6,0% no preço médio

da energia elétrica vendida em operações no MRE para R$7,25/MWh em 2006 de R$6,84/MWh em 2005,

Fornecimento de Energia – Mercado spot

A receita operacional derivada da venda no mercado spot diminuiu em 31,4 % para R$6,0 milhões em 2006,

em comparação aos R$8,7 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 60,2 %

no volume de energia elétrica vendido para 197,0 GWh em 2006 de 495,6 GWh em 2005, (2) um aumento de

72,5% no preço médio da energia elétrica vendida no mercado spot para R$30,3/MWh em 2006 de

R$17,6/MWh em 2005.

Fornecimento de Energia – Contratos de Fornecimento Inicial

A receita operacional derivada de Contratos de Fornecimento Inicial em 2006 foi irrelevante, devido ao

vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial no final de 2005. A receita operacional derivada de

Contratos de Fornecimento Inicial em 2005, foram de R$189,5 milhões.

Deduções à Receita Operacional

O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Consumidores Livres aumentou em 40,4% para

R$26,1 milhões em 2006, em comparação aos R$18,6 milhões em 2005, principalmente como resultado de

aumento nas vendas para Consumidores Livres.

A contribuição PIS/COFINS aumentou em 21,7% para R$37,9 milhões em 2006, em comparação aos R$31,2

milhões em 2005, principalmente devido a maior alíquota do PIS/COFINS para contratos com entrega iniciando

em 2006 para 9,25% em comparação aos 3,65% para os contratos que venceram ou foram rescindidos.

Receita Operacional Líquida

Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida diminuiu em 2,4% para R$600,1

milhões em 2006, em comparação aos R$615,1 milhões em 2005. Desconsiderando-se os efeitos das

alterações nas deduções da receita operacional mencionadas acima, a receita operacional líquida ajustada3 de

2005 seria R$600,8 milhões.

3 A Receita Ajustada foi calculada com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes.

103

Despesas Operacionais

As despesas operacionais aumentaram em 9,4% para R$372,7 milhões em 2006 em comparação aos R$340,7 milhões em 2005. Desconsiderando-se a despesa de R$ 2,5 milhões com baixa de ativos e a reversão da provisão trabalhista de R$ 6,8 milhões, e considerando-se a despesa com bônus de R$ 1,5 milhão, a despesa operacional ajustada4 de 2006 seria de R$ 366,9 milhões. O quadro abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia para os períodos indicados.

Exercício social

encerrado em 31 de

dezembro de 2006 % de Total

Exercício social

encerrado em 31 de

dezembro de 2005 % de Total

% Variação

2006/2005

(Milhares de Reais) (Milhares de Reais)

Pessoal 48.323 13,0 43.606 12,8 10,8

Material 2.412 0,6 2.094 0,6 15,2

Serviços de terceiros.. 28.664 7,7 36.473 10,7 -21,4

Compensação por uso de

recursos hídricos rever 36.364 9,8 37.963 11,1 -4,2

Taxa de Fiscalização

da ANEEL 3.692 1,0 3.378 1,0 9,3

Compras MRE/Spot 26.938 7,2 16.637 4,9 61,9

Encargos do uso da rede

elétrica 68.262 18,3 48.529 14,2 40,7

Depreciação e amortização

144.749 38,8 148.526 43,6 -2,5

Outras despesas 13.328 3,6 3.478 1,0 283,2

Despesas operacionais

372.732 100,0 340.684 100,0 9,4

A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que levaram à variação nas despesas operacionais entre 2006 e 2005.

Pessoal

As despesas com pessoal aumentaram em 10,8% para R$48,3 milhões em 2006, em comparação aos R$43,6 milhões em 2005, principalmente por (1) reajuste salarial de 4,0% e (2) um complemento no valor do bônus referente a 2005, de R$3,3 milhões em 2006, em virtude dos resultados da Companhia de 2005 terem sido melhores do que esperado.

Serviços de Terceiros

A despesa diminuiu em 21,4% para R$28,7 milhões em 2006, em comparação aos R$36,5 milhões em 2005, principalmente pelo fato da despesa de 2005 ter sido impactada pela despesa única de R$10,1 milhões, referente ao Contrato CIBACAP.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

A redução em 4,2% para R$36,4 milhões em 2006, em comparação aos R$38,0 milhões em 2005, decorreu principalmente pela redução de 9,8% no volume de energia despachada das usinas para 9.630,3 GWh em 2006, em comparação aos 10.678,1 GWh em 2005. A diminuição foi parcialmente compensada por um aumento de 6,2% na média da tarifa de referência para R$55,94/MWh em 2006 em comparação aos R$52,67/MWh em 2005.

4 A Despesa Operacional Ajustada foi calculada com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes.

104

Compras MRE/Spot - CCEE

As compras de energia aumentaram para R$26,9 milhões em 2006 em comparação aos R$16,6 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) energia elétrica comprada em operações no MRE de 4,5 GWh em 2006 o que não ocorreu em 2005,ao preço médio de R$7,25/MWh , (2) um aumento de 71,8% no volume de energia elétrica comprada em operações do mercado spot para 185,1 GWh em 2006 de 107,7 GWh em 2005, (3) um aumento de 127,8% no preço médio da energia elétrica comprada em operações do mercado spot para R$98,46/MWh em 2006 de R$43,21/MWh em 2005 e menor volume de outras compras de energia.

Encargos de Uso da Rede Elétrica

Os encargos aumentaram em 40,7% para R$68,3 milhões em 2006, em comparação aos R$48,5 milhões em 2005, principalmente devido à liberação dos contratos iniciais remanescentes, sobre os quais não incidia encargos de transmissão e reajuste tarifário.

Depreciação e Amortização

A despesa com depreciação e amortização diminuiu em 2,5% para R$144,7 milhões em 2006, em comparação aos R$148,5 milhões em 2005. A amortização do ágio diminuiu para R$19,8 milhões em 2006, em comparação aos R$23,6 milhões em 2005.

Outras Despesas

Outras despesas aumentaram 283,2% para R$13,3 milhões em 2006, em comparação aos R$3,5 milhões em 2005. As despesas de R$13,3 milhões em 2006 foram principalmente devidas a (1) Aumento na provisão para RTE no montante de R$14,1 milhões, causada pela reversão em 2005 de uma provisão de R$18,8 milhões constituída em 2003, que foi parcialmente compensada por um recálculo de juros pagáveis sobre essas contas em 2006, em cada caso como resultado da reavaliação dos recebíveis RTE da Companhia, e (2) a reversão de uma provisão para reclamações trabalhistas no valor de R$6,8 milhões.

Despesas Financeiras Líquidas

As despesas financeiras líquidas permaneceram relativamente estáveis em R$114,6 milhões em 2006, em comparação aos R$115,2 milhões em 2005, principalmente devido a:

• Uma diminuição de 6,5% em despesas com juros, para R$116,5 milhões em 2006, em comparação aos R$124,6 milhões em 2005, decorrente da amortização regular do endividamento da Companhia;

• Uma diminuição de 60,8% em receitas por aplicações financeiras de curto prazo, para $20,1 milhões em 2006, em comparação aos R$7,9 milhões em 2005, principalmente pela menor disponbilidade de caixa em 2006, devido à redução de capital da Companhia ocorrida no final de 2005;

• Um aumento de 150,2% na variação monetária relacionada ao endividamento da Eletrobrás, devido à variação do IGPM no período - R$ 38,2 milhões em 2006, em comparação aos R$15,3 milhões em 2005; e

• Um aumento de R$11,5 milhões em outras receitas financeiras em 2006, para R$5,2 milhões, comparada com uma despesa financeira de R$6,3 milhões em 2005, devido à reversão de uma provisão relacionada às contribuições ao FINAM no valor de R$11,3 milhões. Vide “Fatores Que Afetam Resultados Operacionais — Efeitos de Impostos sobre a Renda — Imposto de Renda e Contribuição Social.”

105

Resultado Operacional

O resultado operacional diminuiu em 17,1% para R$227,4 milhões em 2006, em comparação aos R$274,4 milhões em 2005. Como uma porcentagem da receita operacional líquida, o resultado operacional foi 37,9% em 2006 em comparação aos 44,6% em 2005.

Resultado Não-Operacional

A despesa não-operacional foi de R$2,5 milhões em 2006, em comparação à despesa não-operacional de R$0,4 milhão em 2005. As variações foram principalmente devidas à baixa de algumas instalações doadas à prefeitura de Rosana, baixa de alguns equipamentos da usina Capivara e baixa de algumas bens de pequena monta e resultado líquido do leilão da frota. (A Companhia mantém uma frota de veículos que utiliza para transportar seus empregados dentro e entre suas usinas. Em função dos desgastes desses veículos, a Companhia substitui sua frota a cada dois anos, leiloando-os.)

Imposto de Renda

A redução em 47,2% para R$24,1 em 2006, em comparação aos R$45,7 milhões em 2005, deveu-se principalmente a (1) uma diminuição de 2,4% na receita operacional líquida da Companhia, para R$615,1 milhões em 2006, em comparação aos R$600,1 milhões em 2005, afetando o resultado tributável e (2) à reversão de uma provisão fiscal relacionada ao FINAM de R$8,6 milhões. Vide “Fatores Que Afetam Resultados Operacionais — Efeitos de Impostos a Renda da Companhia — Imposto de Renda e Contribuição Social.” A taxa de imposto efetiva da Companhia diminuiu para 21,8% em 2006, em comparação aos 28,8% em 2005, principalmente devido à reversão da provisão FINAM.

Lucro Líquido

Como resultado do precedente, a renda líquida diminuiu em 23,8% para R$86,2 milhões em 2006, em comparação aos R$113,1 milhões em 2005. Em relação à receita operacional líquida, o lucro líquido representou 14,4% em 2006 em comparação aos 18,4% em 2005.

EBITDA

O EBITDA em 2006 foi de R$ 369,6 milhões, 12,5% inferior aos R$ 422,5 milhões apurados no mesmo período de 2005. Esta variação decorreu, principalmente da menor receita operacional líquida ocasionada pela maior incidência de impostos sobre a receita, tendo em vista o término dos Contratos Iniciais.

Em 31 de dezembro de % Variação

2006 2005 2006/2005

(Em reais mil)

LUCRO LÍQUIDO 86.222 113.081 -23,8

Imposto de Renda, Contribuição Social 24.093 45.661 -47,2

Despesa Financeira, Líquida 114.567 115.195 -0,5

Depreciação e Amortização 144.749 148.526 -2,5

EBITDA (1) 369.631 422.463 -12,5

(1) O EBITDA foi calculado como o lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e

depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.

01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da

Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA

fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar

empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP ou US

GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias.

106

O EBITDA Ajustado(1) em 2006 foi de R$375,6 milhões, 0,3% inferior ao EBITDA Ajustado de R$376,9 milhões apurados no mesmo período de 2005.

(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção, e não serão objeto de análise dos Auditores Independentes.

Endividamento

A tabela seguinte mostra nosso endividamento, representado pelos saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da Companhia:

2006 2005

Em R$ (Mil) Curto Prazo Longo Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 123.674 940.574 1.064.248 110.139 1.025.953 1.136.092

BNDES 13.733 2.293 16.026 14.103 16.467 30.570

CESP 408 5.675 6.083 387 6.075 6.462

Total 137.815 948.542 1.086.357 124.629 1.048.495 1.173.124

Contas Relevantes do Balanço Patrimonial

Ativo Circulante

O ativo circulante em 2006 era de R$ 185,8 milhões, um aumento de 30,8% em comparação aos R$142,1 milhões em 2005. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto em 2006 representaram R$ 57,3 milhões em comparação a R$ 10,1 milhões em 2005, devido principalmente à redução de capital no montante de R$ 163,0 milhões ocorrida em dezembro de 2005.

Ativo Não-Circulante

O saldo do ativo não circulante em 2006 foi de R$ 116,7 milhões, uma redução de 24,7% em comparação aos R$155,0 milhões em 2005. Essa variação foi provocada por: (i) aumento da provisão para devedores duvidosos sobre recebíveis RTE, e (ii) utilização de parte do imposto de renda diferido.

Em 31 de dezembro de % Variação

2006 2005 2006/2005

(Em reais milhões exceto %)

EBITDA 369,6 422,5 -12,5

P&D- 0 0 -

Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 1,5 -3,2 -

Provisão trabalhista 6,8 0 -

Baixa de ativos -2,5 0 -

Revisão CIBACAP 0 10,1 -

Revisão RTE 0 -18,8 -

Encargo de Uso da Rede 0 -19,7 -

ICMS sobre Contratos Iniciais e Alíquota de PIS/COFINS 0 -14,2 -

EBITDA Ajustado(1) 375,4 376,7 -0,3

Margem EBITDA Ajustado 62,7% 62,6% -

107

Ativo Permanente

O saldo do ativo permanentes em 2006 foi de R$ 3.061,6 milhões, em comparação aos R$ 3.163,7 milhões de 2005. O saldo foi impactado pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e baixas no valor de R$ 11,6 milhões, compensados pela depreciação normal do período.

Passivo Circulante

O saldo do passivo circulante em 2006 foi de R$ 255,7 milhões, um aumento de 0,5% em comparação aos R$254,4 milhões de 2005. As principais razões para tal variação foram: (i) aumento no volume de compras de energia face menor volume gerado em 2006, e (ii) atualização monetária dos empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo no valor total de R$ 13,1 milhões.

Passivo Não-Circulante

O saldo do passivo não circulante em 2006 era de R$ 977,6 milhões, um decréscimo de 11,6% em comparação aos R$1.105,5 milhões em 2005, devido principalmente aos saldos dos empréstimos transferidos do longo para o curto prazo.

Patrimônio Líquido

O patrimônio líquido em 2006 era de R$ 2.130,9 milhões, em comparação aos R$ 2.100,8 milhões em 2005. Esse saldo foi impactado pelos seguintes eventos: (i) resultado de R$ 86,2 milhões, (ii) dividendos distribuídos/propostos de R$ 80,1 milhões, (iii) ajustes de exercícios anteriores de R$ 1,8 milhões referente a amortização de ágio, e (iv)aumento no patrimônio líquido pela incorporação de alguns ativos da Duke Energy International, Brasil Ltda. em novembro de 2006, no valor de R$ 25,8 milhões.

Capacidade de Pagamento

Os administradores da Companhia, com base em análise de seus indicadores de desempenho e de sua geração operacional de caixa, entendem que a Emissora tem plenas condições para honrar suas obrigações de curto e médio prazo, incluindo as Debêntures. A Emissora pretende pagar o montante principal da sua dívida de curto e longo prazo descrito acima, inclusive as Debêntures, e os respectivos juros, com recursos provenientes da sua geração operacional de caixa. Não obstante o entendimento da administração da Companhia, caso sejam necessários recursos à complementação de tal montante, estes serão obtidos por meio de empréstimos bancários ou outros financiamentos a serem avaliados e contratados pela Emissora, bem como por meio de outras distribuições públicas de valores mobiliários da Emissora.

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As tabelas abaixo indicam a evolução da relação dívida líquida/EBITDA e EBITDA/Resultado financeiro nos cinco últimos exercícios sociais:

Em 31 de dezembro

Em milhões de reais 2003 2004 2005 2006 2007

EBITDA 452 439 422 370 404

Endividamento 1.270 1.289 1.173 1.086 1.016

Caixa e aplicações financeiras 67 121 10 57 134

Dívida Líquida 1.203 1.168 1.163 1.029 882

Índice Dívida Liquida/EBITDA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,2

Em milhões de reais 2003 2004 2005 2006 2007

EBITDA 452 439 422 370 404

Resultado Financeiro -196 -240 -115 -115 -158

EBITDA / Resultado Financeiro 2,3 1,8 3,7 3,2 2,6

Segue abaixo descrição da dívida atual da Companhia e o perfil da dívida após a presente Emissão, com a expectativa de que as debêntures sejam vendidas 50% em cada tranche:

Atual 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015

Principal R$ Milhões 151,2 164,0 181,1 200,1 221,1 98,8 - - -

Pós Emissão 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015 Principal R$ Milhões 77,4 34,1 38,4 42,8 160,0 137,9 246,0 137,8 141,9

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6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

• Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil

• Atividades da Emissora

Introdução

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas

Participações Societárias

Acordo de Acionistas

Breve Histórico

Atividades da Emissora

• Ativo Imobilizado

• Recursos Humanos

• Descrição do Capital Social e Dividendos

• Práticas de Governança Corporativa

• Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural

• Administração

• Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia

• Contingências Judiciais e Administrativas

• Operações com Partes Relacionadas

110

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

111

VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL Geral Em 21 de fevereiro de 2007, o MME, por meio da Portaria nº. 48, aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica - PDEE 2007-2016, o qual estabelece critérios para a expansão do sistema de energia elétrica brasileiro relativo aos mercados de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica para o período compreendido entre os anos de 2007 e 2016.

O PDEE visa à expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio de um planejamento que oriente as ações governamentais futuras e forneça uma correta sinalização a todos os agentes do setor elétrico brasileiro, a fim de garantir o suprimento de energia de forma sustentável para o meio ambiente, a minimização dos custos totais, os quais incluem os custos sócio-ambientais e os custos de operação, e a alocação eficiente dos investimentos, base para modicidade tarifária futura.

Os estudos de planejamento feitos pelo PDEE abrangem o horizonte dos próximos dez anos, sendo objeto de revisões anuais que considerarão, entre outras, as mudanças nas previsões de crescimento do consumo de energia elétrica e as reavaliações da economicidade e viabilidade dos projetos de geração.

De acordo com os dados da ANEEL em dezembro de 2007, considerando o Parque Gerador existente, as interligações internacionais já em operação e ainda a parcela de energia de Itaipu importada do Paraguai, o Brasil tinha capacidade instalada de 108,7 GW, dos quais aproximadamente 70,7% correspondiam à geração hidrelétrica, 19,7% à geração termelétrica (gás natural, petróleo, biomassa, e carvão mineral), 1,9% à energia nuclear, 0,2% à energia eólica, e 7,5% à importação de energia elétrica pelo SIN.

Com objetivo de alcançar expressiva redução da Conta de Consumo de Combustíveis nos Sistemas Isolados, o PDEE contempla ainda a integração dos sistemas isolados ao SIN, por intermédio da construção das linhas de transmissão Jauru/Samuel, em 230kV, com entrada em operação prevista para setembro de 2008 para integração do sistema isolado Acre-Rondônia e das linhas de transmissão Tucuruí/Manaus (Cariri), em 500kV, e Jurupari/Macapá, em 230kV para integração dos sistemas isolados Manaus e Macapá, com entrada prevista em janeiro/2012 tendo em vista que as análises econômicas para a implementação do projeto de integração já foram efetuadas.

Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Segundo o PDEE, está prevista, até janeiro/2012 a integração dos sistemas isolados Acre-Rondônia e Manaus-Macapá.

Além da integração dos sistemas isolados, o PDEE também prevê, para a expansão da geração de energia elétrica, a repotenciação, definida pela PDEE como a execução de um conjunto de obras que visam gerar ganho de potência e rendimento, e à modernização das usinas existentes, o que, embora possa não representar muito em termos de energia assegurada, contribuirá para o atendimento do crescimento da demanda máxima de energia prevista.

De acordo com a ANEEL, até a data deste Prospecto, existem um total de 1.690 empreendimentos de geração em operação no Brasil, gerando 100.512.571KW de potência. A adição de 26.752.299kW na capacidade de geração do país é esperada para os próximos anos, proveniente dos 106 empreendimentos atualmente em construção e mais 506 empreendimentos com concessão e/ou autorização outorgada.

112

Aproximadamente 39,0% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil é atualmente detida pela Eletrobrás (incluindo a sua subsidiária integral Eletronuclear e a participação de 50,0% na Itaipu), holding controlada pelo Governo Federal, que detém também 65,9% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, tais como a CESP, a COPEL e a CEMIG. O Negócio de Geração de Energia Elétrica O Mercado Atacadista de Energia – MAE (atual CCEE) – foi criado para regulamentar e contabilizar transações de compra e venda de energia. O Operador Nacional do Sistema – ONS – foi criado para coordenar a operação e o despacho de energia no sistema. ONS e MAE são entidades privadas dirigidas por representantes da indústria. A geração de energia elétrica no Brasil tem a característica peculiar de ser altamente baseada na geração hidrelétrica, com aproximadamente 75% da capacidade instalada de geração. A geração termoelétrica é normalmente utilizada em sistemas isolados como os da região Norte, ou em períodos de escassez de fornecimento hidrelétrico ou para garantir o suprimento de energia em casos de restrição elétrica.

Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007

Em 2007, a capacidade instalada de geração elétrica foi acrescida de 4.028 MW (2.915 MW de UHE, 253 MW de PCH, 850 de geração termelétrica e 10 MW de eólica), resultando em 108,7 GW instalados em 31/12/2007. O crescimento do consumo de energia elétrica em acumulado até outubro de 2007 foi de 5,3% em relação ao verificado em 2006, segundo dados preliminares divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Com este resultado, foi mantida a tendência histórica de crescimentos anuais do mercado de eletricidade superiores ao da economia. O consumo de energia elétrica entre agosto e outubro de 2007 teve um crescimento de 5,4% em relação ao mesmo período de 2006, este aumento está associado ao aumento da renda, à queda dos juros e a maior disponibilidade e expansão do crédito, assim como à ligação de novas unidades residenciais.

113

Por outro lado, com a interrupção das privatizações e a crise energética de 2001, o crescimento da demanda ainda não retomou seus patamares históricos. Há, entretanto, uma tendência de recuperação de crescimento que deverá ser consolidada com a retomada da expansão da economia brasileira, uma vez que a dinâmica do mercado de energia elétrica tem forte inter-relação com a evolução econômica do país. A tabela abaixo apresenta o consumo final energético total (incluindo o consumo do setor energético) para as duas trajetórias de crescimento analisadas no PDEE 2007/2016. Espera-se, portanto, que o crescimento do consumo de energia acompanhe de perto a evolução da economia, situando-se a elasticidade-renda em torno da unidade.

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016– EPE

A análise da necessidade futura de energia elétrica demandada pelos agentes econômicos e pela sociedade em geral constitui-se em uma importante atividade técnica do planejamento do setor elétrico brasileiro. Observa-se, desta forma, no gráfico abaixo, as projeção de oferta firme de energia elétrica para o período 2008-2012, associadas a curva curvas de crescimento da demanda.

Fonte: Programa Energia Transparente, 4ª Edição/Fevereiro de 2008 – Instituto Acende Brasil

114

Interpretando as informações, é possível notar que existe um desequilíbrio entre a oferta firme e a demanda projetada para os próximos anos- exceto em 2010. É por este motivo que novos projetos de geração de energia são vitais para redução do risco de insuficiência de energia elétrica no Brasil.

A seguir é apresentado o risco de ocorrência de déficits de energia para cada um dos subsistemas (Região Sudeste/ Centro-Oeste/ Estados do Acre e Rondônia, Região Sul, Região Nordeste e Região Norte/ Manaus), para cada um dos cenários de demanda idealizados no plano, os quais atendem ao critério de garantia de suprimento do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que consideram riscos de déficit não superiores a 5%.

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016 – EPE

A estrutura do consumo de energia elétrica entre os segmentos de consumidores brasileiros mostra uma forte concentração do seu uso na indústria, com 47,0% da energia elétrica consumida no Brasil em 2006, seguido do uso residencial, com 22,0%, como visto na figura abaixo:

Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007

CONSUMO DE ELETRICIDADE - TWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1970

1973

1976

1979

1982

1985

1988

1991

1994

1997

2000

2003

2006

RESIDENCIAL

COMERCIAL

INDUSTRIAL

OUTROS

115

Poucas variações ocorreram na estrutura no período, tendo o setor industrial iniciado processo de ligeira

queda de participação a partir da segunda metade da década de 80, mas mostrando recuperação nos últimos

anos. A queda verificada nos anos de 2001 e 2002 é decorrente das restrições impostas pelo racionamento

de energia elétrica, que atingiu todas as classes de consumidores.

Em 2006, o consumo industrial registrou alta de 4,6% com relação ao ano anterior, acima do crescimento

esperado para a produção brasileira neste ano, de cerca de 3%. O consumo do segmento residencial,

apresentou expansão de 3,9% com a incorporação de 1,65 milhão de novas unidades residenciais,

totalizando um consumo de 85,8 TWh em 2006. O consumo médio por consumidor residencial foi de 142

kWh/mês em 2006, valor ligeiramente abaixo dos 143 kWh/mês do ano anterior. Esses valores permanecem

muito abaixo do recorde de 180 kWh/mês registrado em períodos que antecederam o racionamento.

Até novembro de 2007, o consumo industrial apresentou um crescimento acumulado de 5,2% em relação ao

mesmo período de 2006, neste mesmo período a atividade industrial apresentou um crescimento de 6,7%

impulsionado pelo aumento na fabricação de automóveis e caminhões e de máquinas para colheita e

carregadoras-transportadoras. O consumo do segmento residencial apresentou expansão de 6,1% no

período janeiro-novembro de 2007 em relação ao mesmo período de 2006. Este aumento no consumo se

deve a quantidade expressiva de novas ligações residenciais; entre novembro de 2006 e novembro de 2007,

foram incorporados 1,7 milhão de novos consumidores residenciais. O consumo médio mensal aumentou de

144,0kWh/mês para 147,6kWh/mês. Esses valores permanecem muito abaixo do recorde de 180 kWh/mês

registrado em períodos que antecederam o racionamento.

A categoria comercial registrou um crescimento acumulado de janeiro a novembro de 2007 de 6,8%, este

avanço significativo durante o ano de 2007 reflete não somente o surgimento de novos pontos comerciais

como também o aquecimento das atividades dos estabelecimentos já existentes no país, motivado pelo

desempenho favorável da economia brasileira.

116

Fonte: Plano Decenal de Energia Elétrica 2007/2016 - EPE

117

Análise Setorial O mercado de energia elétrica experimenta um crescimento próximo a 4,0% ao ano, para 2008, a expectativa é de que ultrapasse a casa dos 53.000 MW em 2008. O planejamento governamental de médio prazo prevê a necessidade de investimentos da ordem de R$ 14 a 15 bilhões por ano para expansão da matriz energética brasileira, , com investimentos no parque gerador e na malha de transmissão de energia elétrica, em atendimento à demanda do mercado consumidor. A capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil em 2007 foi de aproximadamente 108,7 GW, da qual 70,7% são provenientes de fonte hidrelétrica. A distância entre a região geradora de energia e a região consumidora ocasiona como particularidade do sistema elétrico brasileiro a necessidade de grandes extensões de linhas de transmissão. O mercado consumidor (47,2 milhões de unidades) concentra-se nas regiões Sul e Sudeste, mais industrializadas. A região Norte é atendida de forma intensiva por pequenas centrais geradoras, a maioria delas é termoelétrica, com o óleo diesel como combustível. Grande parte do potencial hidrelétrico do país foi comprometida com usinas já construídas ou em construção, exceto no sul da Amazônia. Assim, os grandes projetos hidrelétricos tendem a concentrar-se nesta região, o que exige um investimento maior em linhas de transmissão devido à distância em relação aos centros consumidores. Nas regiões onde o potencial hidrelétrico já foi amplamente utilizado, a tendência é de que os projetos sejam crescentemente baseados em energia termoelétrica, com destaque para usinas a gás natural, cujo fornecimento deverá ser focado nas reservas da Bacia de Campos, de Santos e do Espírito Santo. Concessões As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou à ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a exclusivo critério do Poder Concedente, ainda que a respectiva concessionária tenha cumprido com todas as suas obrigações nos termos dos Contratos de Concessão e solicitado a prorrogação dentro do prazo. Assim, não há garantia de que as concessões hoje outorgadas às respectivas concessionárias, inclusive a Companhia, serão prorrogadas pelo Poder Concedente. A prorrogação de uma concessão provavelmente terá como contrapartida o pagamento, pela respectiva concessionária, de valores a título de uso de bem público para produção e comercialização de energia elétrica. A Lei de Concessões estabelece, entre outras disposições, as condições que a concessionária deve cumprir ao fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir o regulamento vigente do setor elétrico. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:

• Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço;

• Servidões. O Poder Concedente pode declarar os bens necessários à execução do serviço ou obra

pública de necessidade ou utilidade pública para fins de instituição de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária;

118

• Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável por todos os danos diretos ou indiretos

resultantes da prestação de seus serviços; • Alterações na participação controladora: O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração

direta ou indireta de participação controladora na concessionária; • Intervenção pelo poder concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de

processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais e regulatórias;

• Término antecipado da concessão: O término dos Contratos de Concessão poderá ser antecipado

por meio de encampação, caducidade ou rescisão do contrato. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade consiste na declaração pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME terem expedido um ato normativo dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados, ou (3) não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária. Por fim, a rescisão contratual pode ser feita de comum acordo entre as partes ou em decorrência de decisão judicial irrecorrível, proferida em processo interposto pelo concessionário; e

• Término por decurso do prazo: Quando a concessão expira, todos os bens, direitos e privilégios

transferidos à concessionária que sejam materialmente relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao poder concedente. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos, exceto quanto àqueles relacionados ao projeto original, que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.

Penalidades aplicáveis às Concessionárias A regulamentação da ANEEL prevê a aplicação de sanções e penalidades aos agentes do setor elétrico e classifica as penalidades com base na natureza e na relevância da violação (incluindo advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar em processos de licitação para novas concessões, licenças ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2,0% (dois por cento) da receita oriunda de venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e ISS) das concessionárias verificada no período de 12 meses imediatamente anterior à lavratura do auto de infração. Algumas das infrações que podem resultar em aplicação de multas referem-se à ausência de requerimento, pelo agente, de aprovação da ANEEL, relativos a: • assinatura de contratos entre partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação; • venda ou cessão de bens relacionados aos serviços prestados, bem como a imposição de quaisquer

gravames (incluindo qualquer espécie de garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre a receita dos serviços de energia; e

• alterações no estatuto social, transferência de ações que implique a mudança de seu controle

acionário, assim como efetuar reestruturação societária da concessionária. No caso de contratos firmados entre partes relacionadas, a agência pode impor, a qualquer tempo, restrições aos seus termos e condições e, em circunstâncias extremas, determinar sua rescisão.

119

Principais Entidades Regulatórias Ministério de Minas e Energia - MME

O MME é o principal órgão regulador do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder Concedente em nome do governo federal, e tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e da regulamentação do setor. Subseqüentemente à aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando principalmente por intermédio do MME, assumiu certas atribuições anteriormente de responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e instalações de energia elétrica. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal autônoma. Depois da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as principais responsabilidades da ANEEL passaram a ser (i) regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e (ii) responder a questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre os agentes do setor elétrico; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE

Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para o desenvolvimento e criação da política nacional de energia. Presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. Sua finalidade consiste em otimizar o uso dos recursos de energia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País.

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

O ONS foi criado em 1998 e se caracteriza como uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores, transmissores, distribuidores e Consumidores Livres. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Interligado, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem: (i) planejamento da operação da geração e transmissão de energia elétrica; (ii) a organização e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais; (iii) a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor; (iv) o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do sistema elétrico; (v) apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); (vi) proposição de normas relativas à operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e (vii) a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores.

120

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à CCEE que, em 10 de novembro de 2004, sucedeu o MAE, absorvendo todas as suas atividades e ativos. Um dos principais papéis da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os leilões públicos de energia elétrica no Ambiente Regulado. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas, por (1) registrar todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratos resultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre, e (2) contabilizar e liquidar as transações de curto prazo. A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como por Consumidores Livres e consumidores que adquirem energia por meio de fonte solar, eólica e biomassa, e o seu Conselho de Administração é formado por quatro membros, nomeados por tais agentes, e por um membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de Administração. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o cálculo do preço da energia elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) é de responsabilidade da CCEE que leva em conta, dentre outros fatores, (i) a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atendimento das cargas do sistema, (ii) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (iii) o custo do déficit de energia elétrica. Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE, dispondo, entre outros assuntos, sobre as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, a forma de solução dos conflitos, as condições de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado e no ambiente livre e o processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo. Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Criada em agosto de 2004, por meio do Decreto nº 5.189, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é uma empresa pública federal, cuja autorização para criação foi concedida pela Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, sendo responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da política energética nacional.

Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de fornecimento do sistema, propondo medidas preventivas para restaurar as condições adequadas de atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de uma reserva conjuntural do lado da oferta e outras.

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Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico promoveu alterações significativas na regulamentação do setor elétrico com vistas a (i) proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e manutenção da capacidade de geração; e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, por meio de processos licitatórios. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: • a criação de dois ambientes paralelos para a comercialização de energia, sendo (i) um mercado de

venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica para consumidores cativos, chamado de Ambiente de Contratação Regulada; e (ii) um mercado especificamente voltado a atividades não reguladas, do qual podem participar os geradores, Consumidores Livres, PIE e agentes comercializadores e que permitirá um certo grau de competição em relação ao Ambiente de Contratação Regulada, qual seja, o Ambiente de Contratação Livre;

• obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para

satisfazer 100% (cem por cento) da sua demanda; • restrições a determinadas atividades das distribuidoras, que incluir a proibição de venda de

eletricidade aos Consumidores Livres a preços não regulamentados e de desenvolver atividades de geração e transmissão de energia elétrica, de forma a assegurar que estas se concentrem somente em sua atividade principal, para garantir serviços mais eficientes e confiáveis aos Consumidores Cativos;

• existência de Garantia Física de Lastro de geração para toda energia comercializada em contratos; • proibição das distribuidoras venderem energia a Consumidores Livres a preços não regulamentados

e desenvolver atividades de geração ou transmissão de energia elétrica; • eliminação da auto-contratação (self-dealing), de forma a proporcionar um incentivo a que as

distribuidoras comprem energia aos mais baixos preços disponíveis, ao invés de comprar energia elétrica de partes relacionadas; e

• respeito aos contratos firmados anteriormente à vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

de forma a proporcionar estabilidade às transações efetuadas antes da sua promulgação. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de Privatização criado pelo Governo Federal em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais. Questionamentos quanto à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu, argumentando inexistir inconstitucionalidades na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, já que a Medida Provisória que a instituiu foi convertida em lei. Embora os Ministros do Supremo Tribunal Federal já tenham negado, por maioria, o pedido de medida liminar que buscava suspender os efeitos da Medida Provisória que deu origem à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, não há uma decisão final de mérito sobre o assunto e não é possível prever quando tal decisão será expedida. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, espera-se que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras, de venda de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação do direito à auto-contratação, continuem em vigor.

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Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico. Comercialização de Energia A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei n.º 9.648/98 e no Decreto nº 2.655/98, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, dentre os quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, as comercializadoras e os importadores de energia. A comercialização de energia tem por finalidade o abastecimento energético, por meio das distribuidoras de seus consumidores cativos e por meio de geradoras e comercializadoras para os consumidores Livres, sendo realizada também entre agentes setoriais que não sejam consumidores finais. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os CCEAR deverão ser celebrados entre cada geradora e todas as concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN, que são obrigadas a oferecer garantias aos geradores. As contratações entre as distribuidoras e empreendimentos de geração existentes prevêem a entrega da energia sempre a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. Excepcionalmente, até 2006, as licitações de compra poderão prever início da entrega de energia em até 5 anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração prevêem a entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos. Ambientes para a Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as negociações envolvendo compra e venda de energia elétrica serão conduzidas, paralelamente, em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o Ambiente de Contratação Regulada, que contempla a compra por distribuidoras em leilões públicos para atender aos seus Consumidores Cativos e (ii) o Ambiente de Contratação Livre, que compreende a compra de energia elétrica por entidades não-reguladas, tais como Consumidores Livres e comercializadoras. A energia gerada por (i) projetos de baixa capacidade de geração, localizados próximo a centrais de consumo (“Geração Distribuída”); (ii) usinas qualificadas nos termos do PROINFA, conforme definido abaixo; e (iii) Itaipu, não estarão sujeitas a processos de leilão centralizados para o fornecimento de energia no Ambiente de Contratação Regulada. A energia elétrica gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada distribuidora são determinados compulsoriamente pela ANEEL. Os preços pelos quais a energia gerada por Itaipu é comercializada são denominados em dólares dos Estados Unidos da América, e estabelecidos em conformidade com um tratado firmado entre o Brasil e o Paraguai. Conseqüentemente, os preços para Itaipu estão sujeitos à variação da taxa de câmbio dólar/real. A aquisição pelas distribuidoras de energia proveniente de processos de Geração Distribuída, fontes eólicas, PCHs devem observar um processo competitivo de chamada pública, que garanta publicidade, transparência e igualdade de acesso.

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O Ambiente de Contratação Regulada No Ambiente de Contratação Regulada, as empresas de distribuição compram a energia que esperam comercializar com seus Consumidores Cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela CCEE. As compras de energia elétrica são feitas com as geradoras, comercializadoras e importadores de energia elétrica (referidos em conjunto como “Agentes Vendedores”) por meio de duas espécies de acordos bilaterais: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, os Agentes Vendedores se comprometem a fornecer uma determinada quantidade de energia e assumem o risco de que o fornecimento poderá ser afetado por condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, entre outros fatores que poderão afetar ou diminuir o fornecimento de energia, e neste caso terão que comprar a energia no mercado, de forma a cumprir seus compromissos de fornecimento. De outra forma, nos termos de um Contrato de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora se compromete a disponibilizar uma determinada capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada. Neste caso, a receita da geradora é garantida e o risco hidrológico de despacho de tais usinas (pagamento de custos variáveis) é assumido pela distribuidora. Em conjunto, estes contratos constituem o CCEAR. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda por parte das distribuidoras é o principal fator levado em conta quando da determinação da quantidade de energia que o sistema como um todo deverá contratar. De acordo com o novo modelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades de energia, ao invés dos 95% exigidos pelo modelo antigo. A insuficiência de energia para suprir todo o mercado é verificada no processo de contabilização da CCEE e pode resultar em penalidades às distribuidoras. As distribuidoras de energia têm o direito de repassar a seus consumidores os custos relacionados à energia adquirida por meio de leilões, bem como quaisquer tributos e encargos setoriais relativos aos leilões. Nesse repasse, determinados desvios de volumes para maior e para menor são admitidos em virtude da impossibilidade das distribuidoras de declararem montantes exatos e com antecedência em relação à sua demanda de energia elétrica para um determinado período. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os CCEAR deverão ser celebrados entre cada Agente Vendedor e todas as concessionárias e permissionárias de distribuição que participaram de um determinado leilão, sendo estas obrigadas a oferecer garantias às geradoras. As contratações entre as distribuidoras e empreendimentos de geração existentes poderão prever entrega da energia a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração poderão prever entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos. A regulamentação da contratação de energia no Ambiente de Contratação Regulada deverá prever, ainda, condições e limites para repasse do custo de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais, bem como o compartilhamento dos riscos hidrológicos entre geradoras e compradores.

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Redução da Energia Contratada O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no âmbito da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite às distribuidoras reduzirem o montante de energia contratada por meio dos CCEAR nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores Potencialmente Livres do ACR para o ACL; (ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas distribuidoras, após dois anos da declaração de demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá atingir até 4% por ano do montante inicialmente contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Redução Compulsória no Consumo A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Federal venha a decretar a redução compulsória do consumo de energia em determinada região, todos os Contratos de Quantidade de Energia no Ambiente de Contratação Regulada, registrados pela CCEE, deverão ter seus respectivos volumes reajustados na mesma proporção da redução do consumo. O Ambiente de Contratação Livre No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE, Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo Modelo do Setor Elétrico. Consumidores Livres são aqueles cuja demanda supere 3 MW ao ano, atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV ou em qualquer tensão (desde que o suprimento tenha sido iniciado após 07 de julho de 1995), e que, em virtude desse critério de elegibilidade, podem ser atendidos por outros fornecedores, além da distribuidora local. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW também poderão ser atendidos por outros fornecedores de energia, se tais consumidores passarem a ser supridos por fontes incentivas de energia alternativa, tais como usinas de biomassa, energia eólica, Pequenas Centrais Hidrelétricas ou sistemas de co-geração qualificada. Um consumidor que esteja habilitado para escolher seu fornecedor, no caso, um Consumidor Livre, e que tenha um contrato por prazo indeterminado com uma distribuidora, somente poderá rescindir tal contrato mediante notificação à distribuidora, com antecedência mínima de 15 dias da data em que tal Distribuidora deverá declarar suas necessidades de energia para o leilão seguinte, ressalvado que o fornecimento no Ambiente de Contratação Livre só será iniciado no ano seguinte ao da notificação. O Consumidor Livre em potencial, quando exerce a sua prerrogativa de se tornar livre, somente poderá retornar ao ACR mediante o envio de notificação à distribuidora local com antecedência de 5 anos, podendo a distribuidora aceitar prazo inferior a seu exclusivo critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar que, se necessária, a construção de novas unidades geradoras possa ser finalizada para suprir os Consumidores Livres que voltarem ao Ambiente de Contratação Regulada.

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A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto às geradoras de acordo com o volume de energia que não será distribuído aos Consumidores Livres. As geradoras estatais, poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo estas unidades deverão fazê-lo por meio de processos públicos que garantam a transparência e igualdade de acesso aos interessados. Eliminação da Auto-Contratação (Self-Dealing) Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no Ambiente de Contratação Regulada, a chamada auto-contratação (self-dealing), na qual cada distribuidora podia satisfazer até 30% de suas necessidades de energia por meio da compra junto a partes relacionadas, não mais é permitida, exceto no contexto de contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Compras de Energia Elétrica conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal instituiu a regulamentação que rege a compra e a venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, e disciplina as autorizações e concessões para projetos de geração de energia, incluindo regras relacionadas aos procedimentos de leilões e ofertas, a forma dos contratos de compra de energia e o método de repasse aos consumidores finais, entre outros. A regulamentação determina que todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a totalidade da sua demanda conforme as diretrizes do novo modelo. Por outro lado, os Agentes Vendedores devem demonstrar que a energia disponibilizada para venda tem como respaldo suas próprias instalações de geração existentes ou contratos de compra de energia. Os Agentes Vendedores que não cumprirem estas exigências estarão sujeitos às penalidades por insuficiência de Lastro. Os Leilões de Energia Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras devem contratar 100% da sua demanda esperada de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão. Para cumprir essa finalidade, as distribuidoras devem realizar aquisições de energia nos leilões regulados pela ANEEL (conforme mencionado anteriormente existem algumas situações excepcionais onde o suprimento de energia elétrica à distribuidora não requer a realização dos leilões regulados, quer por ser a compra da energia compulsória – caso de Itaipu – caso por ser autorizada a contratação por meio de chamada pública – Geração Distribuída, fontes eólicas, PCHs, biomassa), seja para a aquisição junto a projetos de geração já existentes ou novos. Os leilões de energia para os novos projetos de geração são realizados (i) cinco anos antes da data de entrega inicial (chamados de leilões “A-5”), e (ii) três anos antes da data de entrega inicial (chamados de leilões “A-3”). Haverá também leilões de energia das instalações de geração existentes (i) realizados um ano antes da data da entrega inicial (chamados de leilões “A-1”), e (ii) realizados em até quatro meses antes da data de entrega (chamados de “leilões de ajuste”).

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Cada Agente Vendedor que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada distribuidora, proporcionalmente à demanda declarada na intenção de compra da distribuidora. A única exceção a esta regra acontecerá no leilão de ajuste, no qual os contratos celebrados entre Agentes Vendedores e distribuidoras serão específicos, observadas as diretrizes gerais fixadas pela ANEEL. Os CCEAR dos leilões “A-5” e “A-3” têm prazos que variam de 15 a 35 anos, e os CCEAR dos leilões “A-1” têm prazo variado entre 3 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado estarão limitados ao prazo de dois anos. Após a conclusão de cada leilão, as geradoras e as distribuidoras celebram CCEAR estabelecendo os termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentam garantias em benefício das geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em um montante equivalente a 100,0% da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de Certificados de Depósito Bancários. O Leilão de 2004 e os Leilões de Energia Nova Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão com base nos procedimentos previstos pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras e geradoras entregaram, até o dia 2 de dezembro de 2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica para os cinco anos subseqüentes e os montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em relação a contratos com início de suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o MME estabeleceu o montante total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas geradoras participantes do leilão. O leilão ocorreu em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. Após a conclusão do leilão de 2004, as geradoras e as distribuidoras celebraram CCEAR estabelecendo os termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentaram garantias de forma a assegurar o pagamento do montante devido às geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em montante equivalente a 100,0% (cem por cento) da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de CDB – Certificado de Depósito Bancário. Em complemento ao leilão inicial de energia realizado em dezembro de 2004, visando a contratação de energia para os anos de 2008 e 2009 e a cobertura da demanda não contratada no 1° leilão, foram realizados 3 leilões em 2005. Assim, ao longo do ano de 2005, buscou-se uma consolidação do Novo Modelo do Setor Elétrico em relação à garantia de suprimento e modicidade tarifária, por meio da realização de leilões de energia existente e de energia nova no Ambiente de Contratação Regulada, e na regulação específica de artigos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do Decreto n° 5.163/04. Em abril de 2005, houve a realização do segundo leilão de energia existente, de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Foi vendido no leilão um total de 1.325 MW médios, correspondente a apenas 23,0% da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Tal energia foi vendida a um preço médio de R$ 83,1/MWh.

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A energia a ser vendida com entrega prevista para 2009 foi automaticamente excluída do leilão, em conformidade com as regras estabelecidas pelo MME, tendo em vista que o preço para tal produto, durante o leilão, ficou abaixo das expectativas de mercado, com todas as geradoras retirando suas ofertas. Como conseqüência, há, ainda, energia existente a ser contratada para 2009. Em outubro de 2005, foram realizados o terceiro e quarto leilões de energia existente, com preços médios de R$ 63,0/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$ 95,0/MWh para entrega de energia entre 2009 e 2016. Os volumes de energia vendidos foram de 102 MW médios para entrega entre 2006 e 2008 e de 1.166 MW médios para entrega entre 2009 e 2016. Mesmo com as inovações na sistemática, foi mantido o controle absoluto de único leiloeiro pelo governo federal. Desta forma, a demanda não contratada nos referidos leilões anteriores foi consolidada num produto de 3 anos, com vigência de 2006 a 2008, sendo negociados 102 MW-médios a um preço médio de R$ 62,95 por MWh. Considerando que a modelagem para contratação de energia nova e energia existente não possibilitou o reingresso da energia não contratada, há um montante de energia existente da ordem de 800 MW-médios sem contratação. Em dezembro de 2005 foi realizado o primeiro leilão de energia nova, o qual foi dividido em 3 fases. A segmentação do mercado em hidrelétrico e termoelétrico possibilitou a expansão e contratação de montantes de energia térmica a preços superiores ao da energia hidráulica, deslocada por falta de espaço no mercado. A 1ª fase do leilão, em função de tais fatos, acabou por definir o preço marginal de expansão único em R$ 116,00 por MWh, objetivando estabelecer o vínculo entre o proponente que ofertasse o maior desconto em relação ao preço marginal e o empreendimento, recebendo uma concessão condicionada ao desempenho das outras duas fases do leilão. A partir da 2ª fase do leilão, além dos novos empreendimentos hidrelétricos, foram também incorporados os demais empreendimentos, incluindo termoelétricas, pequenas centrais hidrelétricas e usinas botox, conforme as definições contidas nos artigos 17 e 22 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e no Decreto n° 5.163/04. Durante a 2ª e a 3ª fases do leilão foram estabelecidas rodadas visando ao estabelecimento de uma disputa entre os ofertantes de energia. Tais rodadas tiveram como objetivo atender a demanda de energia nova das distribuidoras a partir dos anos de 2008, 2009 e 2010, por 15 e 30 anos, segundo a fonte térmica e hidráulica, respectivamente. Foram negociados 3.286 MW-médios, sendo 69,0% térmicos e 31,0% hídricos, a um preço médio de R$ 123,30/MWh, e foi observado um preço marginal do leilão de R$ 139,00/MW. O preço médio hidrelétrico foi R$ 114,30/MWh, ao passo que o preço médio termoelétrico foi de R$ 127,30/MWh. Aproximadamente 28% da energia elétrica disponível neste leilão não foi contratada. Tal leilão de energia nova não despertou grande interesse no setor privado, sendo 69,0% das vendas realizadas por empreses estatais. Em 29 de junho de 2006, foi realizado o 2º Leilão de Energia Nova, no qual foi transacionado um total de 1.682 MW médios, através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 128,13/MWh. A energia contratada será entregue a partir de 01 de janeiro de 2009. No 3º Leilão de Energia Nova, realizado em 10 de outubro de 2006, foi transacionado um total de 1.104 MW médios através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos, e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 126,16/MWh. A energia contratada será entregue a partir de 01 de janeiro de 2011.

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Limitação de Repasse de Custos de Aquisição No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência - VR, que é uma média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica decorrentes dos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para o conjunto de todas as distribuidoras. Valor Anual de Referência é um incentivo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas necessidades de energia elétrica nos leilões “A-5”, cujo custo de aquisição tende a ser inferior ao da energia contratada em leilões “A-3”, por se acreditar que no leilão de “A-5” existirá uma maior oferta de fontes hidroelétricas. O VR é aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais de aquisição serão repassados integralmente. O Decreto estabelece as seguintes limitações ao repasse dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras:

• impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente a mais de cento e três por cento de sua carga anual;

• quando a contratação ocorrer em um leilão “A-3” e a contratação exceder em dois por cento a

demanda contratada em “A-5”, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor dentre os custos de contratação relativos aos leilões “A-5” e “A-3”, (art. 38 do Decreto 5163/04);

• caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite

inferior de contratação (correspondente a 96,0% do volume vigente dos contratos que se extinguirem no ano dos leilões), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor (art. 34 do Decreto 5163/04);

• no período compreendido entre 2006 a 2008, a contratação de energia existentes nos leilões “A-1”

não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor médio do custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para entrega a partir de 2007 até 2009. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes;

• para a energia adquirida no leilão "A-1" a ser promovido em 2008, ao limite de 1,0% será acrescida

a quantidade de energia contratada no leilão "A-1" promovido em 2005, com prazo de duração de três anos (art. 41 do Decreto 5163/04);

• o MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos

existentes; e • caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua demanda, a

energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação de penalidades por insuficiência de contratação (art. 42 do Decreto 5163/04).

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Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que os contratos de aquisição de energia celebrados pelas distribuidoras, firmados e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da referida lei, não poderão ser alterados para a prorrogação dos prazos ou aumento nos preços ou volumes de energia já contratados, com exceção dos Contratos Iniciais de fornecimento vigentes em março de 2004, os quais puderam ser alterados até dezembro de 2004, limitando-se a um prazo máximo de suprimento, qual seja, 31 de dezembro de 2005. Durante o período de transição (1998- 2005) para o mercado de energia livre e competitivo, a compra e venda de energia entre concessionárias de geração e distribuição deveriam ocorrer por meio de Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição era permitir a introdução gradual da competição no setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição a preços de mercado de curto prazo, potencialmente volátil e com viés de preços baixos. Durante este período, o montante de energia contratada por meio dos Contratos Iniciais foram sendo reduzidos em 25,0% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-se em 31 de dezembro de 2005. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulado ou Livre. Quando os Contratos Iniciais venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no Ambiente de Contratação Regulado ou Livre. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração, públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não foram obrigadas a reduzir 25,0% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos. Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico. De acordo com tais limites, com exceção das empresas participantes do Programa Nacional de Desestatização (que apenas devem observar tais limites uma vez que sua reestruturação societária final estiver concluída), nenhuma companhia do setor elétrico poderá (i) deter mais de 20,0% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada nas regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da capacidade instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se tal percentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora; (ii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de distribuição, 25,0% do mercado de distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia superior às taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20% do mercado brasileiro de comercialização para consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização para usuários não-finais ou 25,0% da soma das percentagens acima. A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma verticalmente integrada, visando à segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995.

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O processo de desverticalização tem como objetivos: (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando a contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público, permitindo a aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da gestão e permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e distribuição). A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração de energia (exceto Geração Distribuída); (ii) de transmissão de energia; (iii) de venda de energia a Consumidores Livres situados fora de sua área de concessão; (iv) de participação em outras sociedades, direta ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros necessários a prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao objeto social, exceto nos casos previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio mercado desde que inferior a 500 GWh/ano; e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL. Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN. As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia elétrica tiveram que se adaptar às regras da referida desverticalização até setembro de 2005. Esse prazo poderia ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, se efetivamente comprovada a impossibilidade do cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias e autorizadas. Garantias Financeiras A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes da concessão, permissão ou autorização e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e, excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes da vigência da lei em questão. A Resolução ANEEL nº 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento dos bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que se trata e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de energia elétrica garantidora.

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Essa modalidade de garantia será autorizada para o período correspondente à construção da obra, extinguindo-se 180 dias após sua entrada em operação comercial, esta, caracterizada pela operação da última unidade geradora, respeitada a data prevista no cronograma de implantação da usina aprovado pela ANEEL. A Resolução também estabelece a metodologia para cálculo dos limites a serem respeitados pelas concessionárias: (i) em função do endividamento em relação ao passivo total; ou (ii) em função da geração interna de recursos apurados anualmente, no período abrangido pela garantia pretendida. Deverá constar da contratação pleiteada a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualquer ação ou direito contra a ANEEL e o Poder Concedente, em decorrência de desatendimento pelas concessionárias dos compromissos assumidos, ressalvando-se ainda, no instrumento de contratação que, o uso do produto da eventual indenização dos bens reversíveis para pagamento aos financiadores estará limitado ao valor dos débitos não liquidados. Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL editou a Resolução Normativa nº 150/05 que altera a forma de cálculo das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidroelétricas não serão considerados no histórico desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos. Remuneração das Geradoras Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as geradoras não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas. Anteriormente ao Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de Contratos Iniciais ou de contratos bilaterais. No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos contratos bilaterais, são fixados preços entre as partes, habitualmente decorrentes da participação em licitações públicas. Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres. No âmbito dos contratos bilaterais firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as empresas geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados pela limitação ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmados antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL, o chamado valor normativo.

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Para os contratos celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor de Referência Anual, que corresponde à média apurada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculados para todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas demandas esperadas de energia nos leilões “A-5”, nos quais se espera preços mais baixos do que nos leilões “A-3”, e será aplicado nos três primeiros anos dos contratos de compra da energia produzida por novos projetos de geração. Após o quarto ano, os custos de aquisição da energia produzida por tais projetos poderão ser integralmente repassados aos consumidores. Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam restringindo os preços de energia praticados pelos Agentes Vendedores, uma vez que estes devem ser similares ao valor normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras somente poderão adquirir energia por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL e, via de regra, operacionalizados pela CCEE. Tal restrição não se aplica à venda de energia no Ambiente de Contratação Livre, onde a comercialização é realizada pela livre negociação de preços e demais condições. Algumas geradoras contam, ainda, com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua Energia Assegurada. De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica pelas geradoras não depende diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato de Concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energia Assegurada são cobertas pelo MRE, cujo principal propósito é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam pelo seu nível de Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas efetivamente gerado. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram quantidades superiores às suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram quantidade de energia insuficiente para atender à Energia Assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda de energia, as restrições do sistema e as condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela superior ou inferior à Energia Assegurada, tem seu preço fixado por uma tarifa denominada “Tarifa de Energia de Otimização – TEO”, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será contabilizada mensalmente para cada gerador. Além disso, de acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica por termelétricas não depende somente de sua potência instalada, e sim da Garantia Física. Além disso, as usinas termelétricas contratam a energia equivalente a sua Garantia Física através de contratos de compra e venda de energia, que são livremente negociados entre as partes. Na prática, as usinas termelétricas podem entregar sua energia contratada através de geração própria ou de aquisição de energia no mercado à vista (CCEE) e repasse da mesma, dependendo das condições verificadas entre seu custo de geração e o preço da energia praticado no mercado à vista e, conseqüentemente, tal decisão depende das condições de mercado e hidrológicas. Desta forma, as receitas das usinas termelétricas encontram-se vinculadas à diferença entre o preço contratado e (i) seu custo de geração, ou (ii) o preço da energia no mercado à vista.

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Mecanismo de Realocação de Energia - MRE O MRE é um mecanismo destinado a distribuir o risco hidrológico entre as geradoras. Todas as geradoras hidroelétricas com despacho centralizado e as geradoras termelétricas beneficiárias da CCC desde que tenham celebrado Contratos Iniciais são membros do MRE (sendo que a partir de janeiro de 2006, apenas geradoras hidroelétricas serão membros do MRE). De acordo com este mecanismo cada planta possui uma quantidade de energia a ser comercializada proporcional à sua participação no valor total da Energia Assegurada. Desta forma, a produção total de um membro do MRE é alocada a cada membro de acordo com sua participação no total, independentemente de sua produção individual. Em suma, o MRE transfere o excedente de produção daquelas plantas que produziram acima de seu nível de Energia Assegurada para outros membros que registraram produção abaixo de tal nível. A ANEEL define a Energia Assegurada de cada empreendimento de geração hidroelétrica com base em modelos computacionais que fazem uso do tratamento estatístico do histórico de afluências na região em questão, fluxos de água dos rios e níveis de água no reservatório de cada usina, em um período de tempo de múltiplos anos. A partir dessas informações e considerando um risco de 5,0% de não suprimento à demanda, a Energia Assegurada é calculada e seu valor poderá será revisto a cada cinco anos pela ANEEL ou na ocorrência de fatos relevantes, até o limite de 5,0% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10,0% do valor constante dos respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente. Alocação do MRE O MRE é alocado por meio de um processo de quatro etapas que examina, primeiramente, a capacidade das usinas, dentro da mesma região, de satisfazer os níveis de Energia Assegurada e, a seguir, considera o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. Tais etapas são detalhadas abaixo:

• aferição se a produção total líquida dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada dos membros do MRE como um todo;

• aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de Energia

Assegurada, conforme determinados pelo ONS; • caso determinadas geradoras, membros do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos

níveis de Energia Assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de Energia Assegurada. Esta alocação do adicional da energia gerada, designada de Energia Otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região (sub-mercado) e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada;

• se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de

Energia Assegurada e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada de Energia Secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço MAE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e

• se, após a etapa (2) ou (3) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido seus níveis de

Energia Assegurada, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD.

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As geradoras membros do MRE que produziram energia excedente além de seus níveis de Energia Assegurada são compensadas por custos variáveis de operação e manutenção (“O&M”), e custos com o pagamento de “royalties” pelo uso da água. Na impossibilidade de gerar os níveis de Energia Assegurada estabelecidos, as mesmas devem pagar custos de O&M e custos com os “royalties” pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de Energia Assegurada durante o mesmo período. Em situações nas quais as geradoras do MRE em conjunto não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de Energia Assegurada do MRE, a Energia Assegurada é escalonada de forma a refletir os números efetivos de geração do MRE. Isto é, as geradoras recebem um nível de Energia Assegurada Escalonada que é baseado na porcentagem do seu nível de Energia Assegurada em relação ao nível de Energia Assegurada do sistema como um todo, multiplicado pela geração efetiva. Ainda que algumas geradoras do MRE gerem acima de seus níveis de Energia Assegurada, se o MRE como um todo não for capaz de atingir os níveis totais de Energia Assegurada, aquelas geradoras receberão, ainda assim, níveis de Energia Assegurada Escalonada, que estarão abaixo de seus níveis de Energia Assegurada. Caso as geradoras do MRE, em conjunto, não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de Energia Assegurada, mas as geradoras termelétricas que não são membros do MRE gerem energia suficiente para evitar a necessidade de um racionamento, as geradoras do MRE deverão comprar de tais geradoras termelétricas a quantidade suficiente de energia para atingir seus respectivos níveis de Energia Assegurada no mercado local. O mecanismo do MRE tenta assegurar que todos os membros atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada, independentemente do montante contratado. Assim sendo, se um membro do MRE não tiver a totalidade de sua Energia Assegurada contratada, o MRE assegurará que tal membro satisfaça seus compromissos contratuais, e não seus níveis de Energia Assegurada. A necessidade de racionamento é determinada pelo ONS em bases regionais. Na hipótese de racionamento, o preço refletirá o custo da energia não entregue, ou o preço máximo que os consumidores pagariam pela energia, conforme determinado pelo ONS. O racionamento é alocado segundo critérios técnicos, ao invés de uma base comercial que daria prioridade a contratos de comercialização de energia. Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante, após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir suas respectivas Energias Asseguradas, é denominado “Energia Secundária”. A Energia Secundária é alocada de acordo com a participação relativa de Energia Assegurada de cada geradora em relação à Energia Assegurada global de todos os membros do MRE. Incentivos a Fontes Alternativas de Energia Em 2000 foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade (“PPT”), com o objetivo de diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidroelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.

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O PPT enfrentou diversos obstáculos durante sua implementação, particularmente no que diz respeito ao preço de gás, o qual está geralmente atrelado ao dólar e, apesar de diversas alterações regulatórias, o PPT nunca foi integralmente implementada.

Desde a promulgação da Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, vêm sendo criados alguns incentivos às fontes alternativas de geração de energia elétrica, tais como: (i) o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, administrado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, que garante aos empreendimentos habilitados a compra, pela Eletrobrás, da energia elétrica gerada pelo prazo de 20 anos e apoio financeiro do BNDES; (ii) Redução nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão de energia elétrica (na produção e no consumo), com desconto não inferior a 50,0%; e (iii) Condição especial para migração para o ACL de consumidores com carga entre 500 kV e 3 MW, desde que tais consumidores adquiram energia elétrica de geradores a partir de fontes alternativas de energia elétrica,aumentando assim o mercado consumidor desses produtores.

Além desses incentivos, no dia 15 de fevereiro de 2007, o MME editou a Portaria nº 31 por meio da qual ficou estabelecido que a ANEEL deverá promover um leilão de energia proveniente de fontes alternativas no dia 24 de maio de 2007. Encargos Setoriais Tarifas de uso dos Sistemas de Distribuição e de Transmissão A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas são (i) a TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição/sub-transmissão pertencente à área de concessão de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que consiste na Rede Básica e suas instalações auxiliares. Adicionalmente, as distribuidoras do sistema interligado Sul/Sudeste pagam encargos específicos pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu. A seguir encontra-se um resumo de cada tarifa ou encargo. A TUSD é paga pelas geradoras e pelos Consumidores Livres pelo uso do sistema de distribuição da distribuidora à qual a geradora ou o Consumidor Livre estejam conectados, e é reajustada anualmente, levando-se em conta a variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação, manutenção e expansão da rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW. Os consumidores especiais, com carga entre 500 kV e 3 MW, que contratem energia de geradores a partir de fontes alternativas, podem ter de 50,0% a 100,0% de desconto na TUSD. Além disso, o Decreto nº 5.597, de 26 de novembro de 2005, contudo, autorizou os Consumidores Livres a se conectarem à rede básica por meio de rede própria. Como resultado, caso um consumidor livre se conecte diretamente à rede básica, sem utilizar o sistema de distribuição da concessionária, o pagamento da TUSD não será mais devido. A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres pela utilização da Rede Básica e é reajustada anualmente pela ANEEL de acordo com (i) a inflação e (ii) as receitas anuais permitidas para as concessionárias de transmissão, incluindo o custo de expansão, determinado pela ANEEL, ONS e EPE. Em conformidade com critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação da operação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as empresas de geração, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão em troca do pagamento das tarifas divulgadas.

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Encargo de Transporte de Itaipu A usina hidroelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão operada em corrente alternada e contínua, que não é considerada parte da Rede Básica ou do sistema de transmissão interligado. O uso deste sistema é remunerado por uma tarifa específica denominada encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas detentoras de quotas da energia produzida por Itaipu, na proporção de suas quotas. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos Nos termos da Lei n.º 9.648/98, os titulares de concessão ou autorização para exploração de potencial hidráulico devem pagar, a título de compensação pela utilização de recursos hídricos, 6% sobre o valor da energia elétrica produzida. O pagamento é devido aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, em cujos territórios se localize o aproveitamento ou que tenham áreas alagadas por águas do respectivo reservatório, e o órgãos da Administração Direta da União. Em 2000, nos termos da Lei n.º 9.984 (que criou a Agência Nacional de Águas - ANA), esse percentual foi alterado para 6,75%, sendo que as grandes centrais geradoras de energia elétrica iniciaram o pagamento do adicional de 0,75% em julho daquele ano. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia – TFSEE A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/96, e regulamentada pelo Decreto n.º 2.410/97. Trata-se de taxa anual, diferenciada em função da modalidade de serviço e proporcional ao porte da concessão, permissão ou autorização (aqui incluídas a produção independente e a auto-produção de energia). A TFSEE alcança 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo concessionário, permissionário ou autorizado e deve ser recolhida diretamente à ANEEL, em doze quotas mensais. Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento As concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica devem investir a cada ano um mínimo de 1,0% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. PCHs, projetos de energia solar, eólica e biomassa estão isentos de tal exigência. Racionamento

A baixa quantidade de chuvas na estação úmida 2000/2001 resultou em uma queda anormal nos níveis de água em diversos reservatórios utilizados pelas maiores usinas hidroelétricas do Brasil. Tal fato, aliado à restrição de investimentos em projetos de geração e transmissão nos anos que antecederam a esse período, levou o Governo Federal a adotar restrições no atendimento ao consumo de energia no ano de 2001. Em maio de 2001, o Presidente da República criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, posteriormente transformada em Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, com o objetivo de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções imprevistas de suprimento. A CGSE estabeleceu regimes especiais de cobrança de tarifas, limites de uso e fornecimento de energia e outras medidas visando à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte.

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Em virtude da melhoria nas condições hídricas no País e do êxito na política de contenção do consumo de energia elétrica, que propiciaram aumento significativo dos níveis nos reservatórios das usinas hidroelétricas, o Governo Federal anunciou, em fevereiro de 2002, o fim das medidas de racionamento. Contudo, o impacto de um eventual racionamento pode ser estimado a luz do ocorrido no racionamento de 2001:

o consumo de energia elétrica em 2001 apresentou uma retração de 7,7% em relação a 2000, em função do racionamento;

a classe residencial, que detinha uma participação de 26,0% do mercado nacional, apresentou um

decréscimo de 11,8% no ano, com o maior engajamento no racionamento, em relação às demais categorias;

influenciado pelo racionamento, que contribuiu fortemente para o baixo crescimento da produção

industrial brasileira (1,5%) no ano, o segmento industrial, que respondia por 43,2% do consumo total de eletricidade brasileiro, apresentou redução de 6,6% em 2001;

a categoria comercial, que representava 15,7% do consumo total, a exemplo das demais,

apresentou uma retração em seu consumo de eletricidade fechando o ano de 2001 com uma queda de 6,3%;

as outras classes de consumo, que respondiam por cerca de 15,1% do consumo total, registraram,

em seu conjunto, uma variação de (4,7)%, em relação ao valor verificado no ano 2000; o consumo total de energia elétrica brasileiro somente recuperou o mesmo patamar verificado no

ano anterior ao racionamento (2000) no ano de 2003; o consumo médio por consumidor residencial, em nível nacional, após ter crescido à taxa média de

4,8% ao ano no período 1994/1998, situou-se em 146 kWh/mês no ano de 2001, ficando 15,6% abaixo do verificado em 2000; e

a manutenção dos hábitos de consumo adquiridos no racionamento, entre os principais motivos,

tem mantido o consumo residencial médio praticamente estável desde 2001, sendo que o valor verificado em 2006 é, ainda, mais de 20,0% inferior ao do ano 2000.

Acordo Geral do Setor Elétrico O Acordo Geral do Setor Elétrico foi o acerto firmado entre geradoras e distribuidoras com o objetivo de definir regras para compensação das perdas financeiras geradas pelo Racionamento de energia 2001/2002. O acordo, fechado em dezembro de 2001, prevê financiamento de até R$ 7,5 bilhões do BNDES às empresas e reajuste tarifário extraordinário de 2,9% para consumidores rurais e residenciais, com exceção dos consumidores de baixa renda, e de 7,9% para consumidores de outras classes, a título de recomposição das perdas.

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Aspectos Ambientais Responsabilidade Ambiental As violações à legislação ambiental podem resultar na responsabilização nas esferas administrativa e criminal, independentemente do dever de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados. Na esfera criminal, as sanções aplicáveis podem atingir tanto os administradores da Companhia, que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Na esfera administrativa, as penas podem ser de multa de até R$ 50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e a suspensão temporária ou definitiva de atividades. Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela contratada. Ainda na esfera civil, a legislação ambiental contempla a possibilidade de desconsideração da personalidade jurídica sempre que esta for obstáculo à reparação dos danos ambientais causados. Licenciamento Ambiental A Política Nacional do Meio Ambiente, instituída pela Lei Federal nº 6.938/1981, determina que o regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos está sujeito ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim como à implementação de medidas de compensação ambiental (recursos destinados à implantação e manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a implantação do empreendimento). Para os empreendimentos de impacto ambiental nacional ou regional, ou realizados em áreas de interesse ou domínio da União, a competência para licenciar é atribuída ao IBAMA. Com exceção dos casos em que o licenciamento ambiental está sujeito à competência do IBAMA, os órgãos estaduais de meio ambiente, como o Instituto Ambiental do Paraná - IAP, no Estado do Paraná, e a Secretaria de Estado do Meio Ambiente – SMA, no Estado de São Paulo, são competentes para a análise das atividades e emissão de licenças ambientais, bem como para a imposição de condições, restrições e medidas de controle pertinentes. O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Antes da licitação para obtenção da outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos, a ANEEL deve providenciar, por meio da EPE, a realização dos estudos ambientais exigidos e a obtenção da respectiva licença prévia para o empreendimento. A ausência de licença ambiental, independentemente de a atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, consiste em crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas tais como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$ 10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência), e interdição de atividades.

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As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências e condicionantes estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos. Para informações sobre as licenças ambientais relativas à instalação e funcionamento do Parque Gerador da Companhia, vide seção “Atividades da Emissora”. Recursos Hídricos A Política Nacional de Recursos Hídricos, instituída por meio da Lei Federal nº 9.433/1997, determina que o uso de corpos d’água para fins de captação ou lançamento de efluentes (i) deverá ser previamente autorizado pelo Poder Público por meio de outorga de direito de uso, além de (ii) ensejar a cobrança de valores para essa finalidade. Como todas as hidroelétricas da Companhia estão situadas em rios de domínio da União, a competência para a emissão da outorga cabe à ANA. O aproveitamento de potencial hidroelétrico por meio das usinas hidroelétricas da Companhia configura atividade sujeita à outorga e conseqüente cobrança pelo uso da água. A cobrança pelo uso da água nas usinas hidroelétricas, porém, já ocorre por meio do pagamento da compensação financeira instituída para este fim.

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ATIVIDADES DA EMISSORA

INTRODUÇÃO A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representado, em 31 de dezembro de 2007, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil. O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do País, contando com um total de 29 turbinas e 2.306,0 MW de Capacidade Instalada. Em 2006, a receita bruta da Companhia foi de R$ 664,1 milhões, a receita líquida de R$ 600,1 milhões, o EBITDA de R$ 369,6 milhões e, em 31 de dezembro de 2006, o total de ativos era de R$ 3.364,1 milhões. Em 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$ 530,2 milhões, a receita líquida de R$ 634,2 milhões, o EBITDA de R$ 403,9 milhões e, em 31 de dezembro de 2007, o total de ativos de R$ 3.311,7 milhões. A margem de EBITDA da Companhia foi de 61,6% em 2006 e 63,7% em 2007. A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por parque gerador estão dispostas abaixo conforme os períodos indicados.

Capacidade Instalada Geração de Energia

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

Usina 2007 2007 2006 2005

(MW) (GWh)

Capivara................................. 640,0 3.198,75 2.858,3 3.483,8

Taquaruçu.............................. 554,0 1.894,33 1.787,4 2.033,6

Chavantes .............................. 414,0 1.390,51 1.801,8 1.804,4

Rosana................................... 372,0 1.741,37 1.689,5 1.890,0

Jurumirim............................... 97,8 474,89 551,7 454,8

Canoas I ................................ 82,5 380,60 516,2 555,0

Salto Grande .......................... 73,8 408,18 480,6 487,3

Canoas II ............................... 72,0 483,19 416,3 440,8

Total................................... 2.306,0 9.971,82 10.101,8 11.149,7

ESTRUTURA ORGANIZACIONAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a deter indiretamente 94,7% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora, favor ver seção “Informações Relativas à Emissora” - “Histórico da Emissora”.

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Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo, mercado Spot. Em 31 de dezembro de 2007, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL (Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 47,3% e 50,6% do total da receita bruta da Companhia. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia tinha celebrado contratos de venda de energia com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, o que representa 471 MW médios. A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99 regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes. Estrutura Organizacional O Organograma abaixo demonstra de maneira simplificada a estrutura organizacional e os principais acionistas da Companhia.

90,8% 9,2%

0,0000001%

Minorit

0,78% 93,95% 5,27%

DEIBHL Duke Energy International Brazil Holdings Ltd

DEIBH LLC Duke Energy International Brazil Holdings, LLC

DEI Brasil Duke Energy International, Brasil Ltda

Duke Energy Corporation

DEIBHL DEIBH LLC

Duke Energy Group Holdings, LLC

Duke Energy International, LLC

Duke Energy Americas, LLC

Duke Energy Registration Services, Inc

Texas Eastern (Bermuda) Ltd

Duke Energy International Latin America, Ltd

Duke Energy Group, LLC

PARANAPANEMA

99,9999999% DEI Brasil

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Acionistas da Companhia

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda 45.170.204 92,33 43.553.519 95,70 88.723.723 93,95

Duke Energy International,

Brazil Holding 380.789 0,78 354.234 0,78 735.023 0,78

Outros 3.371.446 6,89 1.603.091 3,52 4.974.537 5,27

Total 48.922.439 100,00 45.510.844 100,00 94.433.283 100,00

Descrição da Acionista Controladora Duke Energy Corp. O investimento indireto da Duke Energy Corp. na Companhia representa o seu maior investimento internacional. A Duke Energy Corp. situa-se entre as cinco maiores concessionárias de energia nos Estados Unidos da América em valor de mercado, de acordo com Edison Electric Institute, relativo ao primeiro semestre de 2007 e presta serviços de energia nesse país há mais de 100 anos. As ações da Duke Energy Corp. são listadas e negociadas na New York Stock Exchange, ou Bolsa de Valores de Nova Iorque, desde 1961. Em 31 de dezembro de 2007, a Duke Energy Corp. era titular, indiretamente, de 100% das ações representativas do capital social da Duke Energy International, Brasil Ltda. e Duke Energy International Brazil Holdings Ltd., respectivamente. A tabela abaixo indica os acionistas da Duke Energy Corp. que, em 31 de dezembro de 2007, detinham participação superior a 3% de seu capital social:

Duke Energy International, Brasil Ltda. A Duke Energy International, Brasil Ltda. é uma sociedade limitada, constituída em fevereiro de 1998, com sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: participar em licitação e/ou leilões de transferência de participação acionária de empresas do setor de energia elétrica, obtendo as correspondentes concessões, permissões ou autorizações; representar outras sociedades, nacionais ou estrangeiras, por conta própria ou de terceiros; e participar em outras sociedades, comerciais ou civis, como sócia, acionista ou sócio.

Sócio Quotas %

State Street Global Advisors (US) 97.298.086 7,72

Barrow Hanley Mewhinney & Strauss Inc. 45.081.306 3,57

Barclays Global Investors N.A. 38.234.356 3,03

Outros 1.261.269.190 85,68

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A tabela abaixo indica a composição do capital social de Duke Energy International, Brasil Ltda.:

Duke Energy International, Brazil Holding Ltd A Duke Energy International, Brazil Holding Ltd.. é uma sociedade limitada, constituída em novembro de 2006, com sede nas Ilhas Bermudas, cujo objeto social consiste em: deter bens e ativos; e participar em outras sociedades, comerciais ou civis, como sócia, acionista ou quotista. A tabela abaixo indica a composição acionária dos acionistas da Duke Energy International Brazil Holding:

Reestruturações Societárias da Companhia A Companhia foi constituída a partir da cisão parcial da CESP. Em 1999, o controle acionário da Companhia foi adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy. Posteriormente, Duke Energy International, Brasil Ltda. adquiriu, por meio de uma oferta pública de ações, grande parte das ações ordinárias e preferenciais não pertencentes ao bloco de controle da Companhia e, por incorporação da Duke Energia do Sudeste Ltda., o referido bloco de controle, definindo a atual participação no Capital Social da Companhia. Para mais informações sobre as reestruturações societárias, ver o item “Breve Histórico” da Seção “Atividades da Emissora”. PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS Até a data deste Prospecto a Companhia não detém participações em outras sociedades. ACORDO DE ACIONISTAS Até a data deste Prospecto não há qualquer acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia. BREVE HISTÓRICO A Emissora foi constituída em julho de 1999, com a denominação de Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema S.A., uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária de uso de bem público destinado a geração de energia elétrica, decorrente da cisão parcial da CESP - Companhia Energética do Estado de São Paulo em três Companhias de geração, ocorrida em virtude de recomendação do Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização (PED). As outras duas são a Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê e a CESP remanescente. A Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema. Ainda no ano de 1999, o controle acionário da Companhia foi adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy.

Sócio Quotas % Duke Energy International, Brazil Holdings Ltd. 1.082.084.766 99,99

Duke Energy International, Brazil Holdings, LLC. 1 0,01

Sócio Quotas % Duke Energy International Latin América, Ltd. N/D 90,8

Texas Eastern (Bermuda) Ltd. N/D 9,2

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Em 20 de dezembro de 1999 a Duke Energy International, Brasil Ltda., adquiriu por meio de uma oferta pública grande parte das ações ordinárias e preferenciais da Companhia remanescentes no mercado. Em 2002, a Duke Energy International, Brasil Ltda. incorporou a Duke Energia do Sudeste Ltda, tornando-se controladora da Companhia. Em abril de 2000, a denominação social da Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema S.A. passou a ser Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A, como permanece até esta data. O Capital Social da Companhia em 2005 foi aumentado dos iniciais R$ 120.001.000,00 para R$ 2.136.376.403,80, sendo posteriormente reduzido, no mesmo ano, para R$ 1.973.376.403,80. Por fim, a Companhia incorporou, em 2006, parcela cindida de ativos de Duke Energy International, Brasil Ltda., tendo seu capital social majorado para os R$ 1.999.137.503,80 e dividido em 94.433.283 ações, em dezembro de 2007. A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15 de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em 94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As novas ações originadas do grupamento, que foram definitivamente implementado no dia 1° de novembro de 2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da Companhia à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral extraordinária que simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts (ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1 (um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia, independentemente da espécie. Pontos Fortes A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes: Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$ 27,2 milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre 2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma melhor performance na habilidade de atingir as metas de Energia Assegurada da Companhia. A UHE Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. A Companhia planeja investir aproximadamente R$21,0 milhões na atualização dos sistemas operacionais da UHE Chavantes nos anos de 2008 e 2009. Atualmente a Companhia não tem outro investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de dispêndio de capital da Companhia é de R$28,1 milhões para 2008, R$23,7 milhões para 2009 e R$31,6 milhões para 2010.

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Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil. Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de energia. Adicionalmente, a proximidade das usinas da Companhia da Rede Básica permite uma reduzida perda de energia quando comparado a média dos competidores da Companhia. Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência, respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul. Acionistas controladores comprometido e experiente. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke Energy Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da controladora na Companhia representa o seu maior investimento internacional. Em 2007, a Duke Energy Corp. teve uma receita operacional líquida de US$12,7 bilhões, e uma capitalização, em 31 de dezembro de 2007, de aproximadamente US$ 25 bilhões. A Duke Enery Corp. é uma experiente operadora de usinas e atualmente é dona ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados Unidos da América, Guatemala, El Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke Energy Corp. e sua excelente reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de seus negócios, particularmente com Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos padrões de governança corporativa a que a Duke Energy Corp. está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias. A alta administração da Companhia frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke Energy Corp. assegurando assim um comprometimento com a qualidade de sua gestão. Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 94,3% de disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e 2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a sua disponibilidade e a confiança das suas instalações.

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Estratégia O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da estratégia da Companhia são os seguintes: Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 49,8% da receita bruta da Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47,5% da receita bruta, a Companhia espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido, a Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de três à oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR, assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo. Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de reduzir as taxas de falha de sistemas. Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis. Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou aproximadamente 8 milhões de árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500 hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.

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A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é (55 11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante deste Prospecto. ATIVIDADES DA EMISSORA

Atualmente a Companhia gera energia por meio de oito usinas hidrelétricas com Capacidade Instalada em operação de 2.306 MW, conforme declarado para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao ONS, todas localizadas ao longo do Rio Paranapanema, nas divisas dos Estados de São Paulo e Paraná. Devido à privilegiada localização, a Companhia recebe a influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sudeste e Sul do País e representa cerca de 7% do armazenamento de água das Regiões Sudeste e Centro-Oeste do País. Adicionalmente, pode-se dizer que, devido às pequenas afluências ocorridas em 2006 no Sul do País, a Companhia contribuiu, juntamente com as demais geradoras do Sudeste, para a manutenção do atendimento da geração de energia daquela Região. Em 2007, a Companhia gerou 9.971,82 GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 2,43% da geração de energia hidráulica no Brasil naquele ano, de acordo com dados do ONS. O mapa abaixo aponta a localização das 8 usinas da Companhia:

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UHE Jurumirim Foi o segundo aproveitamento hidrelétrico do Rio Paranapanema. Construída a partir de 1956, a usina de Jurumirim representou mais um passo na implementação do desenvolvimento em toda a área de influência do rio. Além da importante contribuição energética de seus 98MW, a regularização do Rio Paranapanema, proporcionada por esta usina, tornou possível a operação da UHE Salto Grande na totalidade do seu potencial. Com 449 km² o reservatório da usina Jurumirim, além de estar localizado numa região de grande desenvolvimento econômico do Estado de São Paulo, é local de práticas esportivas, lazer e turismo. UHE Chavantes A usina Chavantes é um dos mais significativos aproveitamentos do Rio Paranapanema e possui 414 MW de potência instalada. Seu porte e importância revelam-se a cada etapa do trabalho de construção, iniciado em 1959. A barragem, por exemplo, situada a 3 km abaixo da foz do rio Itararé, proporciona o armazenamento de 9.410 hm³ de água e permitiu a regularização de 90,5% da vazão média do rio, evitando enchentes e assegurando irrigação a toda a região ribeirinha. Em Chavantes, a Companhia concentra uma equipe de profissionais que desenvolve diversos programas ambientais, com o objetivo de reconstruir a fauna e flora originais das áreas de formação do reservatório. UHE Salto Grande Também conhecida como Usina Lucas Nogueira Garcez, Salto Grande, com 74 MW de potência, situa-se no rio Paranapanema, 6km a jusante da foz do Rio Pardo, entre os Estados de São Paulo e Paraná. Inaugurada em 1958, a usina se constituiu em importante contribuição para o desenvolvimento local, atraindo indústrias de transformação e desenvolvendo o transporte ferroviário. Salto Grande é obra pioneira na conquista do potencial da bacia do Paranapanema, além de ter sido responsável pelo início da nacionalização da tecnologia hidrelétrica. Junto à usina, a Companhia mantém a estação de hidrobiologia e aqüicultura de Salto Grande, onde conduz trabalhos de reprodução de espécies de peixes nativos do Paranapanema e de repovoamento do rio. UHE Canoas II A construção da hidrelétrica Canoas II começou em 1992 entre as usinas de Salto Grande e Capivara, na bacia do Paranapanema. Além de aumentar a geração de energia a usina traz benefícios para a região. Obras de infra-estrutura, como pontes e estradas, possibilitam o escoamento da produção entre regiões vizinhas, facilitam o tráfego e geram mais empregos para a população. Canoas II, com 72 MW de potência, é um típico exemplo do respeito que a Companhia tem pela natureza, onde se optou pela construção de uma hidrelétrica de menor porte, devido aos impactos que uma usina de grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa decisão, a empresa conseguiu reduzir a área de inundação de terras férteis em mais de 40%. UHE Canoas I A hidrelétrica Canoas I, com 82,5 MW de potência, está localizada entre as usinas de Canoas II e Capivara, na bacia do Paranapanema. A preocupação com a preservação do meio ambiente está presente em todos os empreendimentos realizados pela Companhia. Diversos programas ambientais são realizados visando preservar substancial parcela da flora e da fauna nas áreas que circundam os empreendimentos, além de garantir a continuidade de atividades industriais e rurais. Canoas I e II são típicos exemplos de respeito pela natureza, onde se optou pela construção de uma hidrelétrica de menor porte, devido aos impactos que uma usina de grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa decisão, foi possível reduzir a área de inundação de terras férteis em mais de 40%.

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UHE Capivara Com obras iniciadas em 1970, a usina hidrelétrica Capivara está localizada no Rio Paranapanema, na região de Porto Capim, tendo à margem direita o município de Taciba (SP) e à margem esquerda Porecatu (PR). Com uma capacidade instalada de 640 MW, Capivara é a maior usina do Paranapanema, colocando-se entre as maiores usinas geradoras produtoras independentes de energia do país, segundo a ANEEL. Com um grande lago e 515 km² de área e 10,5 bilhões de metros cúbicos represados, a usina propicia o desenvolvimento da piscicultura e mantém à disposição da população local um grande centro recreativo. Com as obras da usina, foram construídos 40 km de estradas municipais, mais de 20 pontes, implantados 67 km de linhas telefônicas e edificadas mais de 1.000 casas, o que demonstra a importância de Capivara para o desenvolvimento sócio econômico de toda a região. UHE Taquaruçu A usina Taquaruçu está localizada a 80km à jusante da usina Capivara. Composta por cinco turbinas, com potência total de 554 MW, Taquaruçu é o segundo maior aproveitamento do Rio Paranapanema, segundo a ANEEL. Inaugurada em 1992, a usina tem ainda a importante função de controlar a vazão do Rio Paranapanema, através de nove comportas, por onde passa um total de 18.100 m3 de água por segundo. Em Taquaruçu, a Companhia desenvolve diversos programas ambientais de médio e longo prazos, com o objetivo de reconstituir a fauna e a flora originais das áreas de formação do reservatório. UHE Rosana O aproveitamento hidrelétrico de Rosana teve sua construção iniciada em julho de 1980 e entrou em operação em março de 1987, com a instalação do seu primeiro grupo gerador acrescentando 80 MW ao potencial instalado. Com uma potência final de 372 MW, totalizando 4 grupos geradores, a usina está localizada no Rio Paranapanema entre os municípios de Rosana (SP) e Diamante do Norte (PR). A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99 regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes. Atualmente, a Companhia tem 1.086,9 MW de Energia Assegurada. Desse total, 52,4MW são referentes às duas plantas Canoas que a Companhia opera em conjunto com a CBA, 34,5MW são perdidas ou consumidas pela própria Companhia e 1.000MW são disponíveis para contratação das outras usinas da Companhia. Os Contratos de Concessão da Companhia consideram cada usina como uma unidade individual de concessão, particularmente no que diz respeito a cancelamento, intervenção pela ANEEL, expropriação, transferência ou término da concessão. O Quadro abaixo indica os períodos de concessão para cada usina da Companhia: Usinas Início da Concessão Fim da Concessão Capivara................................. 1999 2029 Taquaruçu............................. 1999 2029 Chavantes............................. 1999 2029 Rosana................................. 1999 2029 Jurumirim............................. 1999 2029 Canoas I............................... 1998 2033 Salto Grande......................... 1999 2029 Canoas II................................. 1998 2033 Para mais informações sobre os contratos de concessão da Companhia, favor ver seção “Atividades da Emissora - Contratos Relevantes - Contratos de Concessão”.

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Manutenção A Companhia mantém um quadro de especialistas em manutenção treinados para monitorar o sistema a qualquer tempo. Cada membro do quadro de especialistas em manutenção deve ser licenciado a atuar na sua atividade. A base do programa de manutenção desenvolvido e utilizado pela Companhia são as experiências adquiridas em muitos anos de prática utilizadas pela indústria e pela Duke Energy Corp. A tabela abaixo ilustra a capacidade de geração, em operação, das oito usinas hidrelétricas da Companhia:

** Potencia Instalada declarada para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao ONS

Usinas

Unidades Nº.

Entrada em Operação

Reforma

Capacidade Instalada (MW**)

Total de Capaciade Instalada (MW**)

Jurumirim 1 1962 2005 48,875 97,75 2 1962 2004 48,875

Chavantes 1 1970 103,50 414,00 2 1970 103,50 3 1970 103,50 4 1970 2000 103,50

Salto Grande 1 1958 2002 18,44 73,76 2 1959 2003 18,44 3 1959 2003 18,44 4 1960 1998 18,44

Canoas I 1 1999 27,50 82,50 2 1999 27,50 3 1999 27,50

Canoas II 1 1999 24,00 72,00 2 1999 24,00 3 1999 24,00

Capivara 1 1977 152,00 640,00 2 1977 152,00 3 1978 2004 163,00 4 1979 152,00

Taquaruçu 1 1992 105,20 554,00 2 1994 105,20 3 1994 105,20 4 1996 105,20 5 1997 105,20

Rosana 1 1987 2007 93,00 372,00 2 1994 93,00

3 1994 93,00

4 1996 93,00

Total 2.306,01

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A tabela abaixo representa a produção de energia elétrica das usinas hidrelétricas da Companhia:

Geração de Energia

Exercício encerrado em 31 de dezembro de

Usina 2007 2006 2005

(GWh)

Capivara ................................................... 3.198,7 2.858,3 3.483,8

Taquaruçu ................................................ 1.894,3 1.787,4 2.033,6

Chavantes ................................................ 1.390,5 1.801,8 1.804,4

Rosana ..................................................... 1.741,4 1.689,5 1.890,0

Jurumirim ................................................. 474,9 551,7 454,8

Canoas I................................................... 380,6 516,2 555,0

Salto Grande............................................. 480,2 480,6 487,3

Canoas II ................................................. 483,2 416,3 440,8

Total .................................................... 9.971,8 10.101,8 11.149,7

A produção de energia em 2007, comparada com a de 2006, foi inferior em 1,34%. Um dos principais fatores foi a operação sistêmica do SIN, fruto da política de despacho centralizado exercida pelo ONS. Excelência operacional Com o bom desempenho geral das usinas, a Companhia continua desenvolvendo vários projetos visando a melhoria de sua capacidade produtiva, com foco na confiabilidade dos equipamentos e na disponibilidade de suas instalações. Em 2006, a Companhia concluiu o programa de automação de 7 de suas usinas, sendo que somente a usina Chavantes ainda não possui este recurso. O programa de automação permite que a Companhia opere suas usinas à distancia, a partir do Centro de Operação da Geração – COG, localizado em Chavantes. Além de reduzir os seus custos operacionais da Emissora em razão da diminuição de postos de trabalho nas usinas, a automação aumenta a sua confiabilidade operativa, visto que ações que eram feitas manualmente, passaram a ser realizadas de forma automática. A Emissora desenvolveu em parceria com universidades algumas ferramentas tecnológicas como o "Dam Operation", "SISGESB" e o "Modelo chuva x vazão", que auxiliam no seu planejamento e na tomada de decisões sobre suas operações. O "Dam Operation" sinaliza os possíveis impactos de cheia nas regiões de Chavantes e Ourinhos decorrentes do total de água liberada pela usina de Chavantes, o "SISGESB" auxilia na segurança das barragens e o "Modelo chuva x vazão", baseado em previsões metereológicas e informações de vazões, permite que a Companhia tenha um melhor planejamento da geração e controle de cheias.

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Visando atender requisitos regulatórios, a Companhia instalou o sistema de medição do faturamento e telesupervisão do sistema. O sistema de medição do faturamentos envia informações sobre a energia gerada de cada unidade geradora da Emissora à CCEE. Já o sistema de telesupervisão envia de forma instantânea o estado operacional dos principais equipamentos da cadeia de produção de energia ao ONS. Conforme definição da CCEE, o fator de disponibilidade representa a eventual deteriorização da disponibilidade técnica de uma Usina, sendo menor do que um quando se verifica essa deteriorização e igual ou maior do que um em caso contrário. O gráfico abaixo representa o fator de disponibilidade de cada uma das usinas:

Este fator é obtido a partir da comparação da disponibilidade verificada e medida nos últimos 60 meses das Unidades Geradoras das plantas em relação a uma disponibilidade de referência utilizada pelo ONS. Essa disponibilidade é medida através da apuração das quantidades de horas utilizadas para manutenções programadas e forçadas nas Unidades Geradoras. A confiabilidade da política de manutenção dos equipamentos pode ser comprovada pelos resultados relacionados aos Fatores de Disponibilidades – FID, fator este homologados pela ANEEL, consistidos pelo ONS e mensalmente utilizados para contabilização e liquidação na CCEE. Quando os resultados do FID forem superiores a 1 as disponibilidades verificadas em todas as Usinas são maiores que os valores estabelecidos como referências, nesse cenário, existe uma disponibilidade adicional para situações emergenciais, evitando-se prejuízos financeiros à Companhia decorrente da aplicação das Regras de Mercado estabelecidas na CCEE. Adicionalmente, a Companhia possui ainda outros projetos em análise e/ou estudo, para que seja fortalecida a confiabilidade operativa das usinas e para que a Companhia não fique exposta a riscos junto aos órgãos reguladores e normativos. A concretização desses projetos dependerá, em parte, da evolução da regulamentação existente.

1,04 1,09 1,06 1,06 1,07 1,05 1,07 1,05

Jurum

irim

Chavante

s

Salto G

rande

Canoas

I

Canoas

II

Capivara

Taquaru

çu

Rosana

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Comercialização Após o implemento da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia dividiu seu esforço de marketing nas duas frentes de comercialização instituídas por aquele marco regulatório, conforme segue: No ACR, celebrou, em decorrência do 1º Leilão de Energia ocorrido em dezembro de 2004, contratos com as principais distribuidoras do país para suprimento de energia por 8 anos a contar de 2005, 2006 e 2007, nos termos de cada produto ofertado naquela oportunidade. Firmou, ainda, no âmbito do 4º Leilão de Energia realizado em outubro de 2005, contratos com 5 distribuidoras para suprimento entre 2006 e 2008. Em virtude de tais operações comerciais, está comprometida a entregar aproximadamente 500 MW médios no ACR entre 2007 e 2012. Esta quantidade será reduzida para aproximadamente 300 MW médios em 2013 e 2014, quando se encerram os Contratos no ACR ora vigentes. Já no ACL, a Companhia possui contratos com mais de 34 empresas para suprimento entre os anos de 2008 e 2014, representando um volume de 471 MW médios em 2008. A Companhia, no esforço de comercialização nesse ambiente, buscou com êxito construir carteira sólida de clientes de primeira linha, definindo garantias apropriadas a situação financeira de cada comprador. A Companhia encerrou o ano de 2007 com 100,0% da sua energia contratada. Assim, ficou assegurada à Companhia uma maior estabilidade quanto ao seu fluxo de receitas para os próximos períodos. De forma complementar, a Companhia manteve com êxito o seu programa de fortalecimento da marca e ampliação da capacidade de comercialização, refletidos no fechamento de novos contratos com Consumidores Livres e demais comercializadores e PIE. Mercado Atacadista de Energia O ano de 2007 foi marcado pela permanente estabilização e liquidez das operações do CCEE, embora o mercado spot tenha apresentado uma grande instabilidade de preços, com uma volatilidade bastante acentuada em função da hidrologia e da falta de oferta de gás. O índice médio de adimplência entre os agentes de mercado foi próximo a 100%. Permanecem, ainda na CCEE, algumas pendências financeiras relativas às operações realizadas anteriormente a 2003, mas que não representam exposições significativas à Companhia. Fornecedores A Companhia não possui fornecedores relevantes. Entretanto, o principal fornecedor da Companhia é Banco VR S.A. Além desta empresa, os maiores pagamentos são destinados a TUST para diversas transmissoras (e.g. Furnas, Chesf), e Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (ANEEL).

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Clientes Os principais clientes da Companhia no mercado doméstico podem ser subdivididos em (i) Clientes do ACL; e (ii) Clientes do ACR. Os Clientes do ACL são comercializadoras e Consumidores Livres de energia elétrica, sendo que os últimos podem não apenas escolher sua empresa fornecedora, como também gerenciar suas necessidades da maneira que lhes parecer melhor, levando em conta vantagens em preços, produtos e serviços. Os Clientes do ACR são as concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Clientes do ACL A Companhia possui relação comercial com mais de 34 empresas de primeira linha para fornecimento, em 2007, de 471 MW médios, representando um faturamento médio de R$ 29 milhões/mês. Clientes do ACR Os leilões de compra de energia existente ("energia velha"), que aconteceram em 2004 e 2005, foram previstos para o período de transição anterior aos leilões de "energia nova", conforme o artigo 19 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e foram regulamentados pelo Decreto nº 5.163/04. O primeiro desses leilões aconteceu em 7 de dezembro de 2004, para os produtos com início de suprimento em 2005, 2006 e 2007 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia vendeu naquele leilão 214 MWm a R$ 59,98/MWh, para o produto com início de suprimento em 2005; 58 MWm a R$ 69,98/MWh, para o produto com início de entrega em 2006; e 218 MWm a R$ 75,98/MWh, para o produto com início de entrega em 2007. O segundo leilão para energia existente aconteceu em 2 de abril de 2005, para os produtos com início de suprimento em 2008 e 2009 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia não vendeu energia nesse leilão. Dado que uma parte significativa da demanda não foi contratada nos leilões de energia existente em dezembro de 2004 e abril de 2005, aconteceram dois novos leilões de energia existente em 11 de outubro de 2005. O primeiro leilão, para o produto com início de suprimento em 2006, com duração de 3 anos e o segundo, para o produto com início de suprimento em 2009, com duração de 8 anos. A Companhia vendeu 66 MWh a um preço médio de R$ 62,76/MWh no leilão do produto com início de entrega em 2006 e não ofertou nada no leilão para o produto com início de entrega em 2009. A tabela abaixo ilustra o comprometimento de suprimento de energia da Companhia com distribuidoras de energia decorrente dos leilões de energia:

Data do Leilão

Ano de Início de

Fornecimento Prazo

Capacidade

Contratada Média de Preço

Número de

Distribuidoras

(Anos) (MW) (reais per MWh)

7 dez 2004 2005 8 214,0 60,0 34

7 dez 2004 2006 8 58,0 70,0 35

7 dez 2004 2007 8 218,0 76,0 31

11 out 2005 2006 3 66,0 62,8 5

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Além dos leilões de energia existente ao longo de 2005, a Companhia complementou a venda de sua energia disponível no ACL. A tabela abaixo resume os volumes em MW de Energia Assegurada contratadas pela Companhia no ACL e ACR.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Energia Assegurada Disponível (MW) Energia Assegurada 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9

Compra Itaipu 72,0 Consumo interno e perdas do sistema 27,0 28,2 32,9 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1Consórcio Canoas 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8

Energia disponível para venda 1.078,1 1.004,8 1.000,1 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0

ACR 214,0 312,8 536,0 534,4 463,0 453,3 443,4 433,4 245,7 191,8 0 0

2005 (8 anos) 214,0 194,9 199,5 199.5 195.3 191.0 186.7 182.4

2006 (8 anos) 55,3 55,3 55.1 54.1 53.0 51.8 50.5 49.5

2006 (3 anos) 62,6 62,0 61,8

2007 (8 anos) 218,0 218,0 213,6 209,3 204,9 200,5 196,2 191,8

ACL 408,2 474,1 637,9 471,0 459,9 490,2 412,0 235,7 179,8 174,0 145,5 48,4 16,2Contratos bilaterais com Consumidores Livres 83,9 134,8 249,7 301,0 459,9 490,2 412,0 235,7 179,8 174,0 145,5 48,4 16,2Contratos bilaterais com Distribuidoras e outras 324,3 339,3 388,2 170,0

Contratos Iniciais 583,1 286,7 - - - - - - - - -

Subtotal 991,3 974,8 950,7 1.007,0 994,3 953,2 865,3 679,1 613,2 419,7 337,3 48,4 16,2Energia livre para contratação 86,8 30,0 49,4 -7 5,7 46,8 134,7 320,9 386,8 580,3 662,7 951,6 983,8Percentual de energia contratada 91,9 97,0 95,0 100,7 99,4 95,3 86,5 67,9 61,3 42,0 33,7 4,8 1,6Preço Médio de venda de energia contratada (R$/MWh) 69,7 71,8 71,9 78,3 80,8 85,0 87.6 90.2 90.1 99.1 100.5 120.3 126.8

Sazonalidade Eventual sazonalidade no mercado de atuação da Companhia não impacta seus resultados da maneira relevante, em virtude do sistema de venda de energia com quantidades de Energia Assegurada fixadas pela ANEEL e forma de contratação de energia pela Companhia. Concorrência Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.

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Com base na legislação vigente, os concorrentes da Companhia são todos os demais agentes do setor elétrico detentores de ativos de geração, além dos agentes comercializadores de energia elétrica. A tabela abaixo ilustra a posição da Companhia frente aos seus concorrentes em relação a energia gerada e total de Capacidade Instalada:

Operadora

Localização

Capacidade

Instalada (MW)

Acionista Controlador

Chesf Pernambuco 10.615 Governo Federal

Furnas Rio de Janeiro 9.656 Governo Federal

Eletronorte Região Norte 9.256 Governo Federal

CESP São Paulo 7.456 Estado de São Paulo

Tractebel Santa Catarina 7.000 Grupo Suez

CEMIG Minas Gerais 6.515 Estado de Minas Gerais

COPEL Paraná 4.546 Estado do Paraná

AES Tietê São Paulo 2.651 Grupo AES

Duke São Paulo 2.306 Duke Energy Corp.

EMAE São Paulo 1.397 Estado de São Paulo

Fonte: ANEEL

Contratos Relevantes Contratos Operacionais Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica - Contratos no ACL A Companhia possui Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica firmados com 34 Clientes no ACL. Os contratos têm períodos de suprimento entre um mês e cinco anos, e representaram, 60,8% da energia elétrica comercializada pela Companhia em 2006 e 40,5% em 2007. O preço de venda da energia elétrica de tais contratos é livremente negociado com os respectivos compradores e são reajustados por índices de inflação. Os contratos dispõem de mecanismo que visa inibir a rescisão pelos compradores e vendedores ao estabelecer multa rescisória que leva em consideração o valor remanescente do contrato, além dos custos adicionais para a recontratação da energia. Como garantia do fiel cumprimento dos contratos pelos compradores a Companhia recebe prioritariamente carta de fiança bancária, emitidas por bancos de primeira linha, podendo ainda utilizar outros instrumentos de garantia, tais como as garantias corporativas ou cessão de CDB – Certificados de Depósito Bancário. A Companhia, para a garantia do fiel cumprimento de suas obrigações nos respectivos contratos oferece aos compradores uma fiança corporativa em valor equivalente. Os contratos celebrados pela Companhia trazem cláusula de redução do montante contratado em caso de racionamento instituído por Lei, além de prever a solução de controvérsias por meio de arbitragem.

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Contratos de Concessão Contrato de Concessão 76/99 – ANEEL - Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para a Geração de Energia Elétrica A Companhia é concessionária de uso do bem público (Contrato de Concessão nº 76/1999, datado de 22 de setembro de 1999) destinado a produção, para posterior comercialização, de energia elétrica, na condição de PIE, por meio das centrais geradoras UHE Jurumim (Armando Avellanal), com potência instalada de 98 MW e energia assegurada de 47 MW, UHE Chavantes, com potência instalada de 414 MW e energia assegurada de 172 MW, UHE Salto Grande (Lucas Nogueira Garcez), com potência instalada de 74 MW e energia assegurada de 55 MW, UHE Capivara (Escola de Engenharia Mackenzie), com potência instalada de 640 MW e energia assegurada de 330 MW, UHE Taquaruçu (Escola Politécnica), com potência instalada de 554 MW e energia assegurada de 201 MW, e UHE Rosana, com potência instalada de 372 MW e energia assegurada de 177 MW e das correspondentes instalações de transmissão de interesse restrito às centrais geradoras. Nos termos do Contrato de Concessão, a outorga para exploração das centrais elétricas acima constitui concessão individualizada para cada uma das respectivas centrais, para todos os efeitos contratuais e legais, em especial para eventual declaração de caducidade, intervenção, encampação, transferência ou extinção das concessões. O prazo de concessão é de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos, nas condições que forem estabelecidas, a critério da ANEEL, mediante requerimento da Companhia e desde que a exploração dos aproveitamentos hidrelétricos venha sendo realizada de acordo com as condições previstas no contrato e na legislação vigente. Pagamento pelo uso do bem público: como pagamento pelo uso do bem público a concessionária recolheu ao longo do prazo de 5 anos contados de 1999 (já encerrados), os valores anuais abaixo:

UHE Jurumirim – R$ 442.000,00 UHE Chavantes – R$ 1.568.000,00 UHE Salto Grande – R$ 456.000,00 UHE Capivara – R$ 2.674.000,00

UHE Taquaruçu – R$ 1.859.000,00 UHE Rosana – R$ 1.610.000,00

Além de outras obrigações assumidas pela Companhia por meio do Contrato de Concessão, a concessionária deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem como outras obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, especialmente os pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos, para fins de geração de energia elétrica; b) quotas mensais da “Conta de Consumo de Combustíveis – CCC”; c) taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica; d) pelo uso do bem público. A concessionária deverá ainda aplicar anualmente, no mínimo, 1% de sua receita operacional anual, referente ao ano de sua apresentação, em pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor elétrico no Brasil, devendo elaborar programa contendo metas físicas e respectivos orçamentos, a serem apresentados a ANEEL, até 30 de dezembro de cada ano.

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Penalidades – Por descumprimento das disposições legais, regulamentares e do Contrato de Concessão, a Companhia estará sujeita às penalidades previstas na legislação e nos Contratos de Concessão. No caso de multa, esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da concessionária, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração incorrida. A Companhia deve submeter à prévia aprovação da ANEEL qualquer transferência de ações que implique mudança de seu controle acionário, bem como proposta de reestruturação societária da Companhia. No caso de transferência do controle acionário e da concessão – o acionista controlador obriga-se a introduzir no estatuto social da concessionária disposição no sentido de não transferir, ceder ou, de qualquer forma alienar, direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, as ações que fazem parte do controle acionário da Companhia sem a prévia concordância da ANEEL. Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada A Companhia, por meio do Edital de Privatização, refletido na cláusula de obrigações do Contrato de Concessão, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de setembro de 1999 e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos. De forma a antecipar o atendimento da obrigação de expansão e aproveitando o ambiente regulatório então vigente, em maio de 2000 a Duke Energy solicitou autorização à ANEEL para implantar a Usina Termelétrica Duke Energy 1 (UTE D1), na Cidade de Pederneiras, Estado de São Paulo, com potência instalada de 510,1 MW, com possibilidade de expansão futura para 1.000 MW. A correspondente autorização foi expedida em 6 de junho de 2000 por aquela Agência, nos termos da resolução 185. Nessa linha, a Duke Energy também obteve junto ao ONS parecer favorável de acesso à rede básica, bem como a licença ambiental de instalação junto ao Departamento de Avaliação de Impacto Ambiental - DAIA da Secretaria do Meio Ambiente do Estado de São Paulo, providências necessárias para implantação de empreendimento de geração. Entretanto, como de conhecimento público, o cenário setorial sofreu profundas e significativas alterações a partir do ano de 2001, primeiramente com o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (racionamento) implementado em 1º de junho daquele ano, o qual causou redução no consumo de energia elétrica e, ao seu término, um amplo excesso de oferta. Além dos efeitos nefastos do dito racionamento, em 2004 foram realizadas substanciais alterações estruturais no setor elétrico, trazidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, principalmente quanto as condições de venda de energia no mercado. Acrescenta-se a estes fatos, os problemas que os empreendimentos termoelétricos costumam enfrentar em relação (i) às condições comerciais de aquisição e suprimento do gás natural para geração elétrica, (ii) ao tratamento tributário dispensado ao gás natural importado, (iii) à viabilidade econômica do gasoduto de distribuição que levaria gás à usina, (iv) à exposição do empreendimento a riscos cambiais, e (v) ao baixo preço de venda da energia gerada, principalmente em face dos altos custos de produção. Tal cenário acabou por fulminar o projeto da UTE D1, descontinuado então, ao final de 2002, conforme correspondência encaminhada pela Duke Energy à ANEEL ACG/151/02, datada de 25 de novembro de 2002. A descontinuidade desse Projeto implicou numa baixa contábil, pela Companhia, de R$ 400 milhões equivalentes aos investimentos já realizados, dentro de um investimento total previsto de R$ 1,5 bilhões.

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Em 08 de dezembro de 2004, a ANEEL, por meio do ofício nº 669/2004-SFG/ANEEL, solicitou que a Companhia apresentasse o planejamento de expansão de sua capacidade instalada até 31 de janeiro de 2005. Em 10 de março de 2005, a Companhia respondeu referido ofício, informando sobre a impossibilidade de atendimento da obrigação de expansão, seja por razões regulatórias supervenientes, seja por impossibilidade técnica e física de expandir a sua capacidade de geração no Estado de São Paulo. Em 05 de agosto de 2005, a Companhia foi oficiada pelo Ministério Público Federal – Procuradoria da República de São Paulo, para que esta informasse sobre as providências para o atendimento do seu contrato de concessão no que tange ao compromisso de expansão da sua capacidade instalada. Em 29 de agosto de 2005, a Companhia enviou suas justificativas ao Ministério Público, informando as dificuldades encontradas pela Companhia em razões da edição de novas regras referentes à comercialização de energia elétrica e que está em contato com a ANEEL e a Secretaria de Energia/SP. Em 11 de outubro de 2005, a Companhia enviou mais uma correspondência à ANEEL, ratificando suas justificativas, para apontar que a obrigação de expansão expressa no edital havia se tornado inexeqüível. Em 29 de junho de 2007, a Companhia enviou outra correspondência à ANEEL, que faz referência a uma reunião realizada entre a Companhia e a referida Agência, por meio da qual propõe à ANEEL a contratação de consultoria especializada para elaborar, no prazo de 12 meses, a contar da aceitação da ANEEL, relatório técnico abordando as condições para efetivação da expansão de 15% da capacidade de geração no Estado de São Paulo. Até a data deste Prospecto não houve qualquer manifestação formal da ANEEL sobre este assunto. Em 1º de fevereiro de 2008 a Companhia foi citada em Ação Popular promovida por Wilson Marques de Almeida e Outros, em face da União Federal, ANEEL, Fazenda Pública do Estado de São Paulo, AES Tietê e a Companhia. Referida ação tem por objeto a aplicação, pelas Autoridades Governamentais, das penalidades previstas no Contrato de Concessão 76/99, além de responsabilização pessoal civil e criminal dos agentes públicos da ANEEL e da União Federal. A Companhia apresentará contestação dentro do prazo legal. Ademais, a Companhia recebeu correspondência da ANEEL, por meio da qual a Superintendência de Concessão de Geração da Agência indica que encaminhará o assunto de forma a propor seja o prazo para cumprimento da obrigação prorrogado até 31 de dezembro de 2010. O Processo Administrativo deverá ser encaminhado nos próximos meses, juntamente com parecer da Procuradoria, à Diretoria da ANEEL para deliberação. Contrato de Concessão 183/98 - Consórcio Canoas O Contrato de Concessão n.º 183/98 assinando em 30 de julho de 1998, conforme aditado pelo Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n.º 183/98 assinado em 18 de agosto de 2000, firmado entre a União e as empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia e a Companhia Brasileira de Alumínio - CBA, tem como escopo regular a concessão de geração de energia elétrica decorrente do aproveitamento dos potenciais hidráulicos situados no rio Paranapanema, entre São Paulo e Paraná.

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O Contrato de Concessão possui prazo de 35 anos contados a partir de data de assinatura do Contrato, qual seja: 30 de julho de 1998. No entanto, o Contrato de Concessão poderá ser prorrogado por mais 20 anos desde que haja o requerimento por parte da Companhia, enquanto líder do Consórcio Canoas, submetendo-se à análise da ANEEL. Os aproveitamentos hidrelétricos objeto da concessão denominam-se Usina Hidrelétrica Canoas I e Canoas II e terão potência instalada de 82,5 MW e 72 MW respectivamente, com 3 (três) unidades geradoras cada um. Por ser um contrato de concessão na forma compartilhada, Companhia e CBA dividem as quotas de participação na concessão em 48,7% e 50,3%, respectivamente. O Contrato de Concessão estabelece ainda a energia elétrica produzida nos aproveitamentos hidrelétricos será utilizada ou comercializada pela Companhia na condição de PIE, e pela CBA na condição de autoprodutor. Isso significa dizer que a Companhia poderá utilizar para consumo próprio e/ou comercializar livremente a sua parcela de energia e potência, até o limite da potência e energia asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos, enquanto a CBA deverá exclusivamente nas instalações industriais, podendo comercializar seus excedentes de potência e energia elétrica com a autorização prévia da ANEEL, também respeitando-se o limite da potência e energia asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos. As energias e potências asseguradas para Canoas I e Canoas II estão assim definidas:

ENERGIA ASSEGURADA

(MW médios)

1999 2000 2001 2002 Após 2002

Canoas I 58 64 64 64 57

Canoas II 43 52 52 52 48

APÓS 2002 POTÊNCIAS ASSEGURADAS (MW) – mensal

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Canoas I 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77

Canoas II 65 65 66 66 67 67 66 65 64 63 63 64

A Companhia será a responsável pelo cumprimento de algumas obrigações. A primeira delas é a de responder perante o poder concedente e a ANEEL pelo cumprimento do Contrato, sem que haja, no entanto, prejuízo da responsabilidade solidária da CBA. Em adição a isso, a Companhia será responsável pelo Gerenciamento da Operação e das atividades relacionadas ao Meio Ambiente. A transferência do controle societário da Companhia também deverá ser precedido de autorização da ANEEL. Ainda sobre as questões que dependerão de prévia análise da ANEEL, as seguintes hipóteses, mas não se limitando a elas, dependerão da prévia autorização da Agência: (i) qualquer ampliação ou modificação dos aproveitamentos hidrelétricos e das instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras; (ii) qualquer alteração no Contrato de Constituição do Consórcio Canoas; (iii) o início da operação comercial do Aproveitamento Hidrelétrico; (iv) a constituição de empresa de propósito específico, com para a contratação do fornecimento, obtenção de financiamentos e fornecimento das garantias correspondentes e; (v) suspensão do suprimento de energia elétrica contratado com outras concessionárias de serviço público de energia elétrica. Por se tratar de uma concessão para o aproveito hidrelétrico de trechos do Rio Paranapanema, ficou regulado no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão como se procederá ao uso do bem público, nos termos da Lei no 9.648, de 1998, e Decreto no 2.655, de 1998. Coube a Companhia pagar pelo uso do bem público e relativamente a sua parcela da concessão, ao longo do prazo de cinco anos a partir da assinatura do Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão. Os valores anuais, que foram pagos em parcelas mensais, para os empreendimentos Canoas I e Canoas II, são assim discriminados:

Usina Hidrelétrica Canoas I - R$ 516.000,00 (quinhentos e dezesseis mil reais); Usina Hidrelétrica Canoas II - R$ 415.000,00 (quatrocentos e quinze mil reais).

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A concessionária deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem como outras obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, especialmente os pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos, para fins de geração de energia elétrica; b) taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica; c) pelo uso do bem público. No que tange à cessão de direitos por parte da Companhia, o Contrato de Concessão estabelece que tanto a Companhia quanto a CBA poderão oferecer, em garantia de financiamentos obtidos para a realização das obras ou serviços, os direitos emergentes da concessão compreendendo, dentre outros, a energia elétrica a ser produzida e a receita decorrente dos contratos de compra e venda dessa energia, bem assim os bens e instalações utilizados para a sua produção. O Contrato também estabelece que uma eventual execução da garantia não poderá comprometer a continuidade da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos e das instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras. Ao oferecer como garantia os direitos emergentes da concessão, ambas as concessionárias deverão submeter tal compromisso à análise e aprovação prévia da ANEEL, devendo constar dos eventuais contratos de financiamento a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualquer ação ou direito contra a ANEEL, em decorrência do desatendimento dos compromissos financeiros assumidos perante aqueles. Por fim, as penalidades previstas no Contrato de Concessão a serem aplicadas à Companhia e à CBA nos casos de descumprimento das disposições legais, regulamentares e contratuais são advertência ou multa. As penas de multa serão aplicadas pela ANEEL, com o valor máximo, por infração incorrida, de 2,0% (dois por cento) do valor do faturamento anual das companhias ou do valor estimado da energia produzida correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimado para um período de doze meses caso não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze meses. Contratos Financeiros Eletrobrás Contrato de financiamento junto à Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras S.A., originário do repasse de energia de ITAIPU/FURNAS, que prevê atualização com base na variação do IGPM, acrescida de juros de 10,0% ao ano, vencível mensalmente, com término para 15 de maio de 2013, tendo como garantia para recebimento dos valores vencidos e não pagos a receita de suprimento de energia elétrica. BNDES Contratos de linha de crédito para financiamento junto ao BNDES, correspondentes a 90,0% do custo com a compra adicional de energia livre durante o período de racionamento, tendo como garantia o produto da cobrança da tarifa de geração e distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 6,53% do seu faturamento mensal para BNDES I e 1,25% para o BNDES II. Os financiamentos prevêem atualização com base na variação da SELIC, acrescida de juros de 1,0% ao ano, amortizados mensalmente, com término para 15 de fevereiro de 2008. Fundação Cesp III Contrato de Confissão de Dívida para financiamento de déficit atuarial, referente ao Benefício Suplementar Proporcional Saldado – BSPS, com vencimento final em 30 de novembro de 2017. O saldo desse contrato é atualizado pela variação do custo atuarial, ou pela variação do IGP-DI, acrescida de juros de 6,0% a.a., dos dois aplica-se o maior, sendo este incorporado mensalmente ao valor do principal.

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De acordo com a Cláusula 10ª, do Contrato de Confissão de Dívida entre a CESP e Fundação, que em 18 de novembro de 1999 foi transferido à Companhia, a CESP e a Fundação se comprometem, após a publicação anual do DRAA - Demonstrativo dos Resultado da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios, relativo ao exercício findo, a compará-lo com o saldo apurado na cláusula anterior. Sempre que o saldo remanescente for maior que o valor apontado no DRAA como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na cláusula 8ª do presente instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referida resulte, ao contrário, um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestações estipuladas na cláusula 8ª serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigação prevista neste contrato, observados os termos da cláusula 9ª, parágrafo único. Investimentos Relevantes Apesar de que a Companhia não tem previsão de realização de investimentos significativos, nos últimos três anos, os principais investimentos da Emissora foram destinados ao meio ambiente e manutenção das usinas, incluindo repotenciações, distribuídos da seguinte forma e nos exercícios sociais e no período indicados:

Investimento (R$ milhões) 2005 2006 2007

IT 0,95 2,80 1,69

OPERAÇÔES 15,96 6,41 10,74

MEIO AMBIENTE 10,67 10,97 7,93

OUTROS 3,87 5,80 3,52

TOTAL 31,44 25,98 23,88

A Emissora não detém participação em outras sociedades. Desinvestimentos Em 2004, a Companhia realizou um desinvestimento de uma Turbina na Usina de Capivara no valor de R$ 1,8 milhões, em função de problemas ocorridos na operação da mesma, que foi substituída por uma nova. Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças A Companhia é titular de 4 certificados de marca “Duke Energy”, registradas junto ao INPI e 1 da marca “Paranapanema”. Meio Ambiente A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação (ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). A Companhia elabora e envia anualmente ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA os Relatórios de Implantação dos Programas Ambientais – RIPA de suas usinas hidrelétricas, conforme disposto nas Licenças de Operação.

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Em outubro de 2006, a Companhia recebeu do IBAMA/Brasília a renovação da Licença de Operação da usina hidrelétrica Capivara e a Licença de Operação da usina hidrelétrica Taquaruçu, com período de validade ampliado de 4 para 6 anos. Em dezembro de 2006, por requisito da legislação ambiental, a Companhia enviou ao IBAMA/Brasília relatório ambiental para a renovação da Licença de Operação das usinas hidrelétricas do Complexo Canoas, descrevendo o estágio atual dos programas ambientais e o equacionamento dos compromissos expressos nas Licenças de Operação anteriores. No mesmo mês, a Companhia encaminhou ao IBAMA/Brasília relatório ambiental para a obtenção da Licença de Operação da usina hidrelétrica de Jurumirim, conforme acordado com o Instituto. A Companhia aguarda a manifestação do IBAMA sobre as referidas licenças. A Companhia possui Licença de Operação válida para todas suas usinas, exceto a usina de Jurumirim. A Companhia desenvolve várias atividades relativas tanto aos programas ambientais vinculados às Licenças de Operação quanto às solicitações externas (de prefeituras de municípios vizinhos aos reservatórios). As principais atividades desenvolvidas pela Companhia são: • Produção de alevinos e repovoamento, em reservatórios, de espécies nativas da bacia do Paranapanema.

A produção de alevinos, realizada pela Estação de Hidrobiologia e Aqüicultura de Salto Grande, é de 1,5 milhão de exemplares de espécies nativas por ano, conforme proposto nos programas ambientais encaminhados ao IBAMA. Este programa é desenvolvido em parceria com importantes universidades do país, como a Universidade Estadual de Maringá, Universidade Estadual Paulista (Unesp – Botucatu), Faculdades Luiz Meneghel, e Universidade Estadual de Londrina (UEL);

• Conclusão do Plano de Manejo da Ictiofauna do reservatório da usina hidrelétrica Capivara em parceria

com a UEL, o qual foi submetido ao IBAMA/Brasília para as devidas providências pertinentes à legislação de pesca;

• Avaliação da qualidade da água dos oito reservatórios do Rio Paranapanema, que estão sob concessão da

empresa; • Estudos sobre macrófitas aquáticas presentes nos reservatórios do Complexo Canoas e das usinas

hidrelétricas Capivara, Salto Grande e Rosana; • Acompanhamento da infestação pelo mexilhão dourado (Limnoperna fortunei) no reservatório da usina

hidrelétrica Rosana. Em 2006, foi instalado um sistema de cloração para manter a garantia de operação das unidades geradoras desta usina. A Companhia participa de um grupo de trabalho da Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE para o estudo e a prevenção dos problemas associados à presença do mexilhão dourado;

• Implantação de 5.765 hectares de reflorestamento em áreas próprias, sendo 1.137 hectares nas margens

dos reservatórios do Complexo Canoas; 1.026 hectares no reservatório da usina hidrelétrica Taquaruçu, 3.085 hectares, no reservatório da usina hidrelétrica Capivara, e 517 hectares no reservatório de Rosana;

• Criação, entre 2006 e 2007, por meio da atividade de reflorestamento, de aproximadamente 150 postos

de trabalho indiretos nos municípios onde as atividades foram realizadas;

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• Apoio, no Programa de Promoção Florestal, da recomposição florestal por meio de orientação técnica e

doação de mudas aos proprietários rurais, foram distribuídas mais de 2 milhões mudas de essências florestais nativas. Em 2006, foi estabelecida parceria com a ONG Flora Vale, a qual passou a administrar a distribuição de mudas aos participantes do programa;

• Recuperação ambiental dos canteiros utilizados na implantação das obras do Complexo Canoas e Rosana; A Companhia mantém parcerias institucionais com instituições de pesquisa, Comitês de Bacias Hidrográficas, Órgãos Governamentais e Organizações Não-Governamentais – ONG, com o objetivo de melhor conviver com seus acionistas. Como reconhecimento das suas ações ambientais, a Companhia foi selecionada entre os quinze melhores “cases” do 5º Benchmarking Ambiental Brasileiro do ano de 2007, com o projeto “Controle de plantas aquáticas por meio da manipulação do ambiente”, desenvolvido no reservatório de Salto Grande. Com o objetivo de preservar as matas ciliares localizadas nas margens de seus reservatórios, a Companhia mantém um programa de monitoramento de suas margens, visando impedir a ocorrência de invasões e também incentivar o uso regular dessas áreas, através da distribuição de folhetos e campanhas de esclarecimento à população. A tabela a seguir apresenta, de forma resumida, a atual situação do licenciamento ambiental dos aproveitamentos hidroelétricos da Companhia:

Aproveitamento

Hidroelétrico

Licença Ambiental Órgão

Emissor

Data de Emissão Data de Validade

Rosana Licença de Operação nº

356/03

IBAMA 17.11.2003 17.11.2007, sendo que em 15.08.2007 foi

protocolado o respectivo pedido de

renovação

Taquaruçu Licença de Operação nº

560/06

IBAMA 10.10.2006 10.10.2012

Capivara Licença de Operação nº

176/01

IBAMA 10.10.2006 10.10.2012

Canoas I Licença de Operação nº

23/98

IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em

15.12.2006 foi protocolado o respectivo

pedido de renovação

Canoas II Licença de Operação nº

23/98

IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em

15.12.2006 foi protocolado o respectivo

pedido de renovação

Salto Grande Licença de Operação nº

402/04

IBAMA 02.08.2004 02.08.2008

Chavantes Licença de Operação nº

403/04

IBAMA 02.08.2004 02.08.2008

Jurumirim Em fase de obtenção da

Licença de Operação

IBAMA Pedido de emissão da

Licença de Operação

protocolado em

19.12.2006

-

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Gestão de Crises Em 2006, foi implementado o Plano de Gestão de Crise com objetivo de estabelecer procedimentos específicos, contendo ações para a gestão de situações de crises. Os objetivos deste plano visam:

• Assegurar a proteção à vida dos empregados, colaboradores, parceiros, prestadores de serviços, visitantes, durante qualquer emergência;

• Mitigar os impactos aos clientes através de uma rápida e efetiva ação de contingência;

• Assegurar e garantir a integridade e a segurança das usinas e comunidade;

Para atender os objetivos acima, foram concebidos três planos: Plano de Respostas para Emergências – PRE; Plano de Continuidade de Negócios - PCN e Sistema de Operação em Situação de Emergência – SOSEm. O objetivo do PRE é gerenciar emergências nas instalações da Duke Energy International, Geração Paranapanema, fornecendo resposta imediata e efetiva. O objetivo do PCN é garantir a continuidade das atividades estratégicas da Companhia com rapidez e eficácia. O objetivo do SOSEm é garantir a segurança da operação hidráulica dos reservatórios da Duke Energy International, Geração Paranapanema, de modo a mitigar a ocorrência de danos e prejuízos acima das barragens das usinas hidrelétricas. Seguros A política de contratação de seguros da Companhia é compatível com a natureza de suas atividades, com os riscos envolvidos em suas operações e com os padrões do setor econômico em que atua. A Companhia acredita que suas apólices, contratadas junto a seguradoras de primeira linha e de renome internacional, refletem as condições usuais de mercado para os tipos de seguros que contrata e abrangem coberturas em escopo e montantes considerados suficientemente adequados por sua Administração e por consultores de seguros. Em 31 de dezembro de 2007, as apólices de seguro da Companhia possuíam a seguinte cobertura:

(i) Responsabilidade Civil Geral R1 n.º1-51-4004780-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com prêmio de R$ 1.167.655,34 vigente no período entre 31/03/2006 e 31/12/2007. A importância segurada é de R$ 46.053.800,00, sendo que a cobertura abrange Responsabilidade Civil geral tendo como principais coberturas: lesão corporal, danos pessoais, danos aos bens, responsabilidade por veículos, falha em fornecimento, responsabilidade por aeronaves/embarcações, etc.

(ii) Responsabilidade Civil Geral R2 n.º 1-51-4004781-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com

prêmio de R$ 1.416.651,34, vigente no período entre 31/03/2006 e 31/12/2007. A importância segurada é de R$ 17.713.000,00, sendo que a cobertura abrange Responsabilidade civil geral tendo como principais coberturas: lesão corporal, danos pessoais, danos aos bens, responsabilidade por veículos, falha em fornecimento, responsabilidade por aeronaves/embarcações, etc.

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(iii) Riscos Operacionais n.º 1-96-4000600-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com o prêmio de R$ 5.064.417,94, vigente no período entre 31/03/2006 e 31/12/2007. A importância segurada é de R$ 4.213.157.567,00, com o limite máximo de indenização por evento de R$ 1.328.475.000,00, sendo que a cobertura abrange os riscos de acidentes que provoquem danos materiais e perdas com interrupção de produção.

(iv) Automóveis n.º 32329691-0: Apólice contratada com a Yasuda Seguros S.A. com o prêmio de R$

125.075,00, vigente no período entre 25/09/2007 e 24/09/2008. A importância segurada corresponde a 110% do valor de mercado da frota existente e a cobertura abrange riscos de acidentes envolvendo os automóveis da Companhia.

(v) Transportes n.º 30-21-4100436-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com o prêmio de

R$ 9.963,84, vigente no período entre 30/11/2007 e 30/11/2008. A importância se segurada é de R$ 400.000,00, sendo que a cobertura abrange os riscos decorrentes de transportes marítimos fluviais, lacustres, terrestres e aéreos.

(vi) Directors and Officers n.º 1-10-4000105-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com o

prêmio de R$ 247.152,47, vigente no período entre 31/03/2006 e 31/12/2007. A importância se segurada é de R$ 8.856.500,00, sendo que a cobertura abrange os riscos decorrentes de responsabilidade civil de diretores e gerentes.

A Companhia está em processo de renovação das apólices de Riscos Operacionais, Directors and Officers e Responsabilidade Civil Geral, com vencimento em dezembro de 2007. Pesquisa e Desenvolvimento A Lei No. 9.991 de 24 de julho de 2000 determina que se atribua 1% das receitas operacionais líquidas, ROL - como definido pela ANEEL, em iniciativas de pesquisa e desenvolvimento. Deste percentual, 20% deve ser recolhido ao MME, para o planejamento do setor elétrico brasileiro; 40% deve ser pago ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) que é gerido pelo Ministério de Ciência e Tecnologia; e o saldo restante deve ser utilizado pela Companhia para financiar projetos de pesquisa e desenvolvimento. As propostas destes projetos são feitas anualmente a ANEEL.

167

ATIVO IMOBILIZADO A Companhia possui diversos imóveis próprios, alguns destinados à prestação dos serviços concedidos nos termos do Contrato de Concessão e outros desvinculados à prestação desses serviços. As principais propriedades da Companhia são os seus imóveis operacionais, constituídos pelas suas oito usinas hidroelétricas localizadas no Estado de São Paulo ao longo do Rio Paranapanema. A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no Estado de São Paulo, pela qual a Companhia paga um aluguel mensal de R$126,6 mil. A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou restrição ao uso possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a legislação que rege o setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à prestação do serviço concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo registrado na conta de imobilizado de terrenos, edificações, obras civis e benfeitorias totalizava aproximadamente R$3,0 bilhões.

168

RECURSOS HUMANOS Empregados Em 31 de dezembro de 2007, a Emissora possuía 300 empregados e 138 empregados terceirizados. No quadro abaixo, pode-se identificar a evolução do quadro de pessoal da Companhia nos últimos três anos.

Em 31 de dezembro de

ANO 2007 2006 2005

Var. ano

05/06

(%)

Var. ano

06/07

(%)

n.º de

empregados em

dezembro

300 294 291 1,0 2,0

A tabela a seguir apresenta o número de empregados por plano, região e diretoria, referente a 2007:

POR PLANO POR REGIÕES POR DIRETORIA

Oper./Profiss. 259 Norte 0 Presidência / Vice Presid. 4

Gerenciais 33 Sul 0 Financeira / Administ. / IT 67

Diretoria 8 Sudeste 100% Comercial 10

Operações 145

Recursos Humanos 24

Juridico / Rel.Governament. 5 DEMISSÕES: 16

Meio Amb. / Planej. Estrat. /

Rel. Públicas

45

Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia figurava como parte em 235 ações judiciais e 8 autos de infração instaurados perante às Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista, totalizando R$ 13,8 milhões, dos quais R$ 3,7 milhões encontravam-se provisionados. Para maiores informações ver seção “Contingências Judiciais e Administrativas”. Em 31 de dezembro de 2007, o valor das despesas de pessoal, incluindo remuneração, encargos sociais e benefícios de empregados, totalizava R$ 51.376 mil. O valor anual, em dezembro de 2006 foi de R$ 48.323 mil e, em dezembro de 2005 o valor foi de R$ 43.606 mil. A Companhia tem como princípio de gestão manter em seu quadro de empregados profissionais com conhecimento técnico e experiência nos diferentes campos de atuação que compõe a sua estrutura funcional. A Emissora busca reter e atrair profissionais que tenham uma história comprovada de resultados concretos e que possam fazer a diferença para a sua organização. Para isso, adota-se um conjunto de estratégias baseada nas melhores práticas de mercado.

169

Política de Administração Salarial A política de administração salarial da Emissora é baseada em princípios de meritocracia, estabelecida por meio de parâmetros que visam reconhecer a qualificação e desempenho dos funcionários ("Política de Administração Salarial"). Estes parâmetros estabelecem a elegibilidade de cada empregado para incrementos no salário individual, assim como, para o recebimento do bônus anual. Adicionalmente, a Companhia oferece oportunidades de crescimento profissional para os empregados que, além de um bom histórico de desempenho, tenham a qualificação e experiência necessárias para assumir novas funções, havendo, nestes casos, promoções de cargo com o respectivo incremento salarial. Acompanhamento de Mercado A Companhia faz acompanhamento sistemático do mercado por meio de pesquisa salarial realizada de forma independente ou em parceria com consultoria externa especializada para acompanhar a valorização dos cargos, o crescimento real dos salários, a inflação e o respectivo impacto no poder aquisitivo dos empregados. Com isso, busca-se manter o equilíbrio entre a estrutura de cargos da Companhia e as melhores práticas de mercado. Estrutura de Remuneração A estrutura de remuneração da Companhia foi desenvolvida para atender às necessidades estratégicas dos negócios da Emissora: Os salários são corrigidos anualmente com base em acordo coletivo da categoria, que tem como data base o dia primeiro de junho e prevê negociação com base em índices oficiais de inflação. Os bônus são pagos anualmente de acordo com os resultados do negócio e com as metas individuais. Todos os empregados são elegíveis, sendo que a meta de pagamento é definida conforme o nível do cargo. Benefícios A Companhia proporciona diversos benefícios aos seus empregados, tais como:

• vale refeição (valor negociado em acordo coletivo); • vale alimentação (valor negociado em acordo coletivo); • cesta básica (valor negociado em acordo coletivo); • lanche matinal (valor negociado em acordo coletivo); • PLR – Participação nos Lucros e Resultados (valor negociado em acordo coletivo); • gratificação de férias (valor negociado em acordo coletivo); • bolsa auxílio educação; • política de saúde e integração social; • check-up para empregados com mais de 40 anos de idade; • assistência médica e odontológica; • plano de previdência privada; • transporte para empregados de usinas; e • reembolso de garagem ou transporte fretado para empregados de São Paulo.

Remuneração de Executivos Além do bônus e demais benefícios, a Companhia concede aos seus executivos veículo designado e programa de incentivo de longo prazo.

170

Premiações em Segurança no Trabalho Em 2007, a Companhia foi destaque pelo segundo ano consecutivo, em pesquisa conduzida pela BST Solutions - que avaliou a política de segurança e medicina do trabalho de diversas empresas do setor de energia elétrica - sendo considerada uma das melhores dentre as avaliadas, em razão de seus bons resultados na área de segurança e medicina do trabalho. Da mesma forma, a Companhia foi premiada pelo quinto ano consecutivo com a Medalha ELOY CHAVES em virtude de seus destacados índices em saúde e segurança no trabalho. Essa premiação é concedida pela Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE , com o propósito de incentivar a conscientização da segurança do trabalho no setor de energia elétrica. Sindicatos A Companhia possui um bom relacionamento com seus empregados e com os sindicatos que os representam. Os acordos coletivos de trabalho firmados com cada sindicato são renegociados a cada dois anos. A Companhia, atualmente, encontra-se em processo de renovação de seus acordos coletivos. A Companhia é representada pelos seguintes sindicatos: Sindicato dos Eletricitários de Ipaussu; Sindicato dos Eletricitários de São Paulo; Sindicato dos Eletricitários de Campinas e Sindicato dos Engenheiros de São Paulo. A tabela a seguir apresenta o número de empregados sindicalizados em 31 de dezembro de 2007: Sócios

Representados

Plano Mistos administrados pela Fundação CESP Plano Benefício Definido - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 70% da diferença do Salário e o benefício do INSS, a contribuição é paritária entre empresa e empregado, de acordo com tabela de percentual por faixa salarial. Plano Contribuição Definida - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 30% da diferença do Salário e o benefício do INSS, sendo que a Companhia contribui até 2,5% e o funcionário por optar por até os 30%. Plano Saldado - corresponde ao benefício acumulado até o momento em que o Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão (PSAP) foi saldado em 31/12/1997. (até essa data o benefício era de 100% da diferença entre o salário total e o benefício do INSS, na época a contribuição era de 2 por 1, ou seja duas partes da Companhia e uma parte do funcionário, benefício saldado significa que em 31/12/1997 foi calculado o benefício de 100% aos participantes do plano e proporcionalizado até aquela data) O motivo da mudança foi o déficit do plano.

Sindicato dos Eletricitários de

Ipaussu

Sindicato dos Eletricitários

de São Paulo

Sindicato dos Eletricitários de

Campinas

Sindicato dos Engenheiros de

São Paulo

75 3 39 0

Sindicato dos Eletricitários de

Ipaussu

Sindicato dos Eletricitários

de São Paulo

Sindicato dos Eletricitários de

Campinas

Sindicato dos Engenheiros de

São Paulo

149 86 24 41

171

Plano de Aposentadorias Duke Energy - administrado pelo Bradesco Vida & Previdência, tendo como meta 60% da diferença entre o Salário e o benefício do INSS, contribuição paritária entre empresa e empregado, tendo como limite de contribuição 8,5% do salário. Plano implantado para os empregados admitidos após a privatização da empresa. Planos de Opção de Compra de Ações destinados a Empregados Até a data deste Prospecto a Companhia não tinha nenhum Plano de Opção de Compra de Ações destinados a Empregados. Terceirização de mão-de-obra Os números referentes a esse item correspondem aos terceiros efetivamente dentro da Companhia, e executando atividades que a legislação nos permite, ou seja, vigilância armada, atendimento de portaria, segurança, informática, limpeza e conservação predial, entre outros).

172

DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS Essa seção contém uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações. Geral Como já dito, a Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema foi instituída em 1999, por ocasião da cisão parcial da CESP. A Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema, hoje Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema. A atuação da Companhia se concentra na geração hidrelétrica e comercialização de energia. Objeto Social O objeto social da Companhia, conforme definido em seu Estatuto Social vigente, é (a) estudar, planejar, projetar, construir e operar sistemas de produção e comercialização de energia, principalmente a elétrica, resultante do aproveitamento de rios e outras fontes, mormente as renováveis; (b) estudar, planejar, projetar, construir e operar barragens de acumulação e outros empreendimentos, destinados ao aproveitamento múltiplo das águas; (c) estudar, projetar, executar planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, principalmente as renováveis, diretamente ou em cooperação com outras entidades; (d) importar máquinas e equipamentos necessários ou convenientes ao desenvolvimento e implementação das atividades acima mencionadas; e (e) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista. Capital Social A Companhia é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras. Em 31 de dezembro de 2007, o capital social da Companhia era de R$ 1.999.137.503,80 representado por 48.922.439 ações ordinárias e 45.510.844 ações preferenciais, todas nominativas, escriturais, sem valor nominal. Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas. O quadro abaixo demonstra a distribuição do capital social da Emissora entre seus acionistas em 31 de dezembro de 2007:

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International, Brasil

Ltda 45.170.204 92,33 43.553.519 95,70 88.723.723 93,95

Duke Energy International, Brazil

Holdings 380.789 0,78 354.234 0,78 735.023 0,78

Outros 3.371.446 6,89 1.603.091 3,52 4.974.537 5,26

Total 48.922.439 100,00 45.510.844 100,00 94.435.283 100,00

Capital Autorizado

De acordo com o Estatuto Social da Emissora o capital social autorizado é de R$ 2.355.580.000,00, sendo R$ 1.220.425.998,00 para ações ordinárias e R$ 1.135.154.002,00 para ações preferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor nominal.

173

Grupamento de ações da Companhia

A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15 de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em 94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As novas ações originadas do grupamento, que será definitivamente implementado no dia 1° de novembro de 2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da Companhia à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral extraordinária que simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts (ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1 (um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia, independentemente da espécie.

Ações em Tesouraria

Em 31 de dezembro de 2007, a Emissora não possuía Ações em tesouraria.

Direitos das Ações

O capital social da Emissora é composto por ações ordinárias e preferenciais. Cada ação ordinária confere ao seu titular direito a um voto em Assembléias Gerais Ordinárias e Assembléias Gerais Extraordinárias da Companhia. Os titulares das ações da Companhia fazem jus ao recebimento de dividendos ou outras distribuições que são efetuadas aos acionistas.

Direitos dos Acionistas

Os acionistas possuem os seguintes direitos, os quais, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, não lhe podem ser privados pelo Estatuto Social da Companhia e pelas deliberações tomadas em nossas assembléias gerais, tais como:

• direito de participar na distribuição dos lucros; • o direito a participar, na proporção de sua participação no capital social, na distribuição de quaisquer

ativos remanescentes na hipótese de liquidação da Emissora;

• o direito de fiscalizar a administração da Companhia, nos termos da Lei das Sociedades por Ações;

• o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações;

• o direito a retirar-se da Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, incluindo (i)

fusão ou incorporação da Companhia; e (ii) cisão da Companhia.

174

Destinação do Resultado do Exercício

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, a Companhia é obrigada a inicialmente deduzir do resultado do exercício os prejuízos acumulados nos exercícios sociais anteriores e a provisão para imposto de renda e contribuições sociais. Após tais deduções, a Companhia deve aplicar o saldo remanescente para o pagamento das quantias destinadas às participações dos administradores em seu lucro, sendo lucro líquido definido como o resultado do exercício que remanescer após tais deduções.

Destinação do Lucro Líquido

Antes de cada Assembléia Geral Ordinária, a administração da Companhia deverá preparar uma proposta sobre a destinação do lucro líquido do exercício social anterior, se existente, que será objeto de deliberação por nossos acionistas. O lucro líquido pode ser destinado às reservas de lucros e ao pagamento de dividendos ou juros sobre o capital próprio.

Reservas de Lucros

A conta de reserva de lucros da Companhia é composta por reserva legal, reservas estatutárias, reservas para contingências, reserva de retenção de lucros e reserva de lucros a realizar. O saldo das reservas de lucros, exceto as para contingências e de lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social da Companhia, e qualquer excedente deve ser capitalizado ou distribuído como dividendo. Reserva Legal. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações e do Estatuto Social, a Companhia deve destinar 5,0% de seu lucro líquido de cada exercício social para a reserva legal. A reserva legal não poderá exceder 20,0% do capital integralizado. Ademais, a Companhia pode deixar de destinar parcela do lucro líquido para a reserva legal no exercício em que o saldo dessa reserva, acrescido do montante das reservas de capital, exceder em 30,0% o capital social. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo da reserva legal era de R$31,9 milhões. Reserva Estatutária. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o Estatuto Social pode criar reservas, desde que determine a sua finalidade, o percentual do lucro líquido a ser destinado para essas reservas e o valor máximo a ser mantido em cada reserva estatutária. A destinação de recursos para tais reservas não pode ser aprovada em prejuízo do dividendo obrigatório. Em 31 de dezembro de 2007, o saldo da reserva estatutária de lucros era de R$5,6 milhões. Reserva para Contingências. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o lucro líquido da Companhia pode ser destinado para a reserva para contingências com o objetivo de compensar qualquer diminuição futura nos lucros em razão de futura perda provável. A reserva deverá ser revertida no exercício em que deixarem de existir as razões que justificaram a sua constituição ou em que ocorrer a perda. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia não possuía saldo em reserva estatutária para contingência. Reserva de Retenção de Lucro. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas da Companhia poderão deliberar, em Assembléia Geral, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em investimentos de nossa Companhia. O valor retido deve ser utilizado em investimentos conforme orçamento de capital aprovado pela Assembléia Geral. O orçamento deve ser revisado anualmente, quando tiver duração superior a um exercício social. A retenção de lucros não poderá ser aprovada em prejuízo da distribuição do dividendo obrigatório. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia não possuía saldo da reserva estatutária de retenção de lucros.

175

Reserva de Lucros a Realizar. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, quando o dividendo obrigatório ultrapassar a parcela realizada do lucro líquido do exercício, a Assembléia Geral poderá, por proposta da Administração, destinar o excesso à constituição de reserva de lucros a realizar. Para fins de constituição da reserva de lucros a realizar, considera-se realizada a parcela do lucro líquido que exceder a soma do resultado líquido positivo da equivalência patrimonial com o lucro, ganho ou rendimento, em operações cujo prazo de realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. A reserva de lucros a realizar somente poderá ser utilizada para pagamento do dividendo obrigatório. O lucro registrado na reserva de lucros a realizar, quando realizado e se não tiver sido absorvido por prejuízos em exercícios subseqüentes, deverá ser acrescido ao primeiro dividendo obrigatório após a realização. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia não possuía saldo de reservas de lucros a realizar. Acordo de Acionistas A Companhia não possui acordo de acionistas. Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria. A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão. Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, administradores e membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo:

• anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos negócios da Companhia;

• se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou

reorganização societária da Companhia; • durante o período de 15 dias anteriores à divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (IAN

e DFP); ou • em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de

Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada opção ou mandato para o mesmo fim.

Restrições As ações que compõem o controle acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas ou sob qualquer forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da ANEEL.

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Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores

Em 31 de dezembro de 2007, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer administradores da Companhia em seu capital social. O quadro abaixo indica a quantidade de ações detidas diretamente pelos Conselheiros e Diretores da Companhia em dezembro de 2007:

Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho de Administração

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Edson Tadeu Lange 1 - 1 Persi Marcondes - 1 1

Austin Laine Powell - 1 1

Andrea Elisabeth Bertone - 1 1

Mickey John Peters 1 - 1

Richard Kelly McGee - 1 1

Lon Michel 1 - 1

Total 3 4 7

Ações da Companhia detidas pelos membros da Diretoria

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Alcides Casado Oliveira Jr 45 45 90

Cesar Teodoro - - -

Wagner Bertazo - - -

Jairo Campos - - -

Mickey John Peters 1 - 1

Mario Augusto Lima e Silva - - -

Austin Laine Powell - 1 1

Total 46 46 92

Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho Fiscal

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Olavo Fortes C R Junior - - -

Silvio Abrahão Laban Neto - - -

Pedro Antonio Batista Martins - - -

Ronald J Aldworth - - -

Manuel Moreira Giesteira 1.361 1.090 2.451

Valtier Buck Teixeira - - -

Marcos André Vinhas Catão - - -

Ademar Ruy Bratz - - -

Selma Ribeiro Bastos - - -

Total 1.360.788 1.090.000 2.450.788

Política de Distribuição de Dividendos A distribuição dos resultados da Emissora é feita semestralmente, em Assembléia Geral, ou em períodos inferiores, caso o Conselho de Administração delibere a distribuição de dividendos trimestrais ou intermediários, conforme previsão expressa constante do Estatuto social.

177

Mediante deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos intermediários à conta de lucros acumulados ou de reserva de lucros existes no último balanço anual ou semestral aprovado(s) em Assembléia Geral. Do lucro líquido do exercício social, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes deduções e destinações:

• 5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos termos da Lei das Sociedades por Ações;

• Após a dedução para a reserva legal, os lucros líquidos serão distribuídos na seguinte ordem:

Dividendo de 10% ao ano às ações preferenciais, a ser rateado igualmente entre elas,

calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações;

Dividendo de até 10% ao ano às ações ordinárias, a ser rateado igualmente entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações; e

Distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, em igualdade de condições.

Histórico de Pagamento de Dividendos O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos nos anos de 2002 a 2007:

Data da Aprovação da

Distribuição

Término do Exercício Social Montante do Provento (em R$ mil) Espécie

das Ações

30/04/2002 31/12/2001 25.224 Ordinária

30/04/2002 31/12/2001 23.465 Preferencial

25/10/2002 31/12/2002 46.626 Ordinária

25/10/2002 31/12/2002 43.374 Preferencial

16/09/2003 31/12/2003 15.542 Ordinária

16/09/2003 31/12/2003 14.458 Preferencial

29/04/2004 31/12/2003 26.634 Ordinária

29/04/2004 31/12/2003 24.776 Preferencial

29/04/2005 31/12/2004 22.940 Ordinária

29/04/2005 31/12/2004 21.340 Preferencial

23/08/2005 31/12/2005 24.608 Ordinária

23/08/2005 31/12/2005 22.892 Preferencial

14/07/2006 31/12/2005 59.925 Preferencial

31/10/2006 31/12/2006 44.650 Preferencial

30/04/2007 31/12/2006 35.460 Preferencial

31/10/2007 31/12/2007 54.050 Preferencial

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PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA

Essa seção contém informações sobre as práticas de governança corporativa adotadas pela Companhia, e deve ser analisada conjuntamente com as seções “Descrição do Capital Social e Dividendos”, “Administração” e “Informação sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos”. Governança Corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e monitoradas, envolvendo os relacionamentos entre acionistas, Conselho de Administração, Diretoria, auditores independentes e Conselho Fiscal. Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo De acordo com o artigo 16 da Instrução n.º 358, editada pela CVM em 3.1.2002 (“Instrução 358”), a Companhia deve informar à CVM a ocorrência de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos seus negócios, bem como manter sigilo acerca de informação relevante não divulgada. O Diretor de Relações com Investidores deverá ser comunicado imediatamente sobre o respectivo ato ou fato, para que promova a divulgação das informações à CVM, bem como publicar avisos nos jornais Diário Oficial do Estado de São Paulo e Gazeta Mercantil. Um ato ou fato é considerado relevante se tiver o efeito de influenciar o preço dos valores mobiliários de emissão da Companhia ou a decisão de investidores de exercer quaisquer direitos na qualidade de titulares dos valores mobiliários de emissão da Companhia. Os acionistas controladores da Companhia, bem como seus demais empregados devem guardar sigilo sobre quaisquer informações relativas a ato ou fato relevante às quais tenham acesso privilegiado em razão do cargo ou posição que ocupam ou venham a ocupar até a sua divulgação ao mercado, bem como zelar para que subordinados e/ou terceiros que tenham tido conhecimento da matéria, também o façam. A Companhia, empregados e acionistas da Companhia, ou de sociedade controladora, controlada ou coligada, que tiverem conhecimento de ato ou fato relevante da Companhia não poderão negociar com valores mobiliários da Companhia, ou valores mobiliários a eles referenciados, enquanto tal ato ou fato relevante não for divulgado ao mercado. Os atos ou fatos relevantes poderão, excepcionalmente, não ser divulgados ao mercado se os acionistas controladores da Companhia, ou os membros do Conselho de Administração ou da Diretoria, entenderem que sua revelação é contrária aos interesses da Companhia. Outras Práticas de Governança Corporativa Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são recomendadas no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de Governança Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de seus balanços e demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de forma a facilitar a presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social (a) da forma de convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da Diretoria, (c) da forma de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição, destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii) transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; (ix) livre acesso às informações e instalações da companhia pelos membros do Conselho de Administração; e (x) estabelecimento de atribuições e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a evitar o mau uso dos ativos da sociedade.

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POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL A Companhia busca desenvolver importante ações relacionadas à questão da responsabilidade sócio-ambiental. Através de incentivos à conservação e a melhoria da qualidade ambiental, a Companhia busca reduzir o desperdício em seu sistema produtivo e manter a responsabilidade para com seus colaboradores e fornecedores por meio de adoção de políticas de saúde e segurança. Em 2006, a Companhia implantou o “Sistema de Gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança”, cujo objetivo é fazer a gestão sistemática de riscos, impactos e oportunidades relacionados ao meio ambiente, saúde e segurança, em conformidade com as especificações e requisitos legais dos nossos clientes e demais partes interessadas. Em 2007, a Companhia destinou parte significativa de seus recursos para iniciativas de cunho sócio-cultural, educacional e ambiental que promovessem o fortalecimento e o desenvolvimento das comunidades onde a Companhia atua.

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ADMINISTRAÇÃO De acordo com o Estatuto Social, a Companhia é administrada por um Conselho de Administração, formado por no máximo 5 membros (cada um, um “Conselheiro” e, em conjunto, os “Conselheiros”) dos quais um Presidente e um Vice-Presidente, eleitos pelo Conselho de Administração, e por uma Diretoria composta por, no máximo, 8 membros (cada um, um “Diretor” e, em conjunto, os “Diretores”), sendo um Presidente, um Vice-Presidente, um Diretor Financeiro/de Relações com os Investidores e Administrativo, um Diretor de Operações, um Diretor Comercial, um Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético, um Diretor de Recursos Humanos. Conselho de Administração O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 5 membros efetivos e 2 suplentes, é responsável, dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da Companhia, incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela fixação de suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de Administração são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral, sendo que, conforme art. 13 do Estatuto Social da Companhia, um dos membros é eleito pelos empregados da Companhia, em eleição direta. O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração permanecerão no exercício social de seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne quando convocada pelo Presidente ou por solicitação da maioria dos seus membros, mediante convocação escrita a ser encaminhada com antecedência mínima de 3 (três) dias úteis, por carta, fax, ou qualquer meio escrito que comprove o seu recebimento, da qual deverá necessariamente constar a Ordem do Dia. As reuniões do Conselho de Administração devem ser realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício social e as deliberações são tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício social, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade. Endereço Comercial dos Membros do Conselho de Administração da Companhia: Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Composição Em 31 de dezembro de 2007, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:

(*) data da primeira eleição

Nome Data da Eleição Término Cargo

MICKEY JOHN PETERS 16/09/2003(*) 27/10/2008 Presidente

AUSTIN LAINE POWELL 16/09/2003(*) 27/10/2008 Vice-Presidente

RICHARD KELLY MCGEE 25/10/2002(*) 27/10/2008 Membro Efetivo

LON MITCHEL 27/10/2005 27/10/2008 Membro Efetivo

PERSI MARCONDES 25/04/2006 27/10/2008 Membro Efetivo

EDSON TADEU LANGE 25/04/2006 27/10/2008 Membro Suplente

ANDREA ELIZABETH BERTONE 26/06/2006 27/10/2008 Membro Suplente

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Experiência Profissional MICKEY JOHN PETERS, 43 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International, Brasil Ltda. (unidade de negócios e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência, juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano. Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando sob sua responsabilidade a gestão dos ativos da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo atual em agosto de 2003. Antes de entrar na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston (Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a 1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos Estados Unidos, como bacharel em contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration) na Universidade de Houston, Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as posições Presidente da Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das Empresas Privadas do Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado membro da diretoria da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em várias associações do setor. AUSTIN LAINE POWELL, 50 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a posição de Vice Presidente e “Chief Operating Officer” na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE, GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em Austin. RICHARD KELLY MCGEE, 46 anos, nascido em Houston (Texas), Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Richard McGee passou a integrar a Duke Energy em janeiro de 1999 como vice-presidente sênior e conselheiro geral de Serviços de Energia. Foi responsável por coordenar atividades legais relacionadas a fusões e aquisições no nível corporativo. É presidente da DEI desde setembro de 2001, e esta faz parte do do Commercial Business Group (Grupo de Negócios Comerciais) da Duke Energy. Antes de unir-se à Duke Energy, McGee foi sócio da Vinson & Elkins LLP em Houston, onde ele trabalhou de 1986 até 1998 como advogado corporativo e de transações, envolvido em fusões e aquisições domésticas e internacionais, e desenvolvimento de projetos. Formou-se com louvor pela Rice University em economia, ciências políticas e administração. Recebeu seu diploma de doutorado em direito pela Universidade do Texas em Austin. McGee é presidente do conselho de diretores do Houston Ballet, membro do Conselho Administrativo da Jones Graduate School of Management na Rice University, e membro do Athletic Advisory Board (Conselho Consultivo de Esportes) da Rice University. É também presidente do segmento de ‘doações’ e membro do Conselho da Paróquia da Annunciation Greek Orthodox Cathedral (Catedral da Anunciação Ortodoxa Grega) e membro do conselho de curadores da Annunciation Orthodox School (Escola Ortodoxa da Anunciação).

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LON MITCHEL, 54 anos, nascido em Houston (Texas), Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Lon Mitchell é vice-presidente de Gestão de Riscos e Seguros na Spectra Energy, administrando o grupo que é responsável pelas funções de commodity e crédito, gestão de riscos e seguros, além de auxiliar no desenvolvimento de uma possível Master Limited Partnership (Parceria Máster Limitada). Anteriormente, trabalhou como vice-presidente do grupo e Chief Financial Officer (CFO) dos negócios de energia em atacado da Duke Energy Americas (DEA). Mitchell começou sua carreira profissional na Pennzoil e trabalhou em uma variedade de posições de gerenciamento contábil e financeiro, de 1978 a 1990. Em 1990, ele uniu-se à família de empresas PacifCorp em Portland, Oregon, como diretor de planejamento financeiro e análise da Nerco Inc. e subseqüentemente foi indicado a vice-presidente de finanças e administração da Nerco Oil & Gas, até ela ser vendida em 1993. De 1994 a 1995, Mitchell forneceu serviços de consultoria financeira a diversas empresas nos Estados Unidos e Canadá. Voltou ao grupo PacifiCorp em 1995 e trabalhou em vários cargos de finanças e contabilidade, até ser transferido para Houston como vice-presidente de finanças e administração do TPC/PacifiCorp, uma empresa comercialização e marketing de gás, de 1998 ao final de 1999. Durante este período trabalhou no Conselho da MHP. Mitchell uniu-se a Duke Energy em abril de 2000 e trabalhou como vice-presidente sênior e CFO da Duke Energy Merchants até abril de 2002. Foi indicado ao cargo de vice-presidente sênior da Duke Energy North America, e trabalhou neste cargo até o segundo semestre de 2003, quando foi indicado para o cargo de vice-presidente sênior e diretor executivo de reestruturação. F nomeado vice-presidente e CFO do grupo em junho de 2005, e continuou neste cargo até a fusão da Duke Energy com a Cinergy em abril de 2006. É formado em administração em finanças pela Universidade de Houston, com ênfase em contabilidade e marketing, contador público certificado e membro do American Institute of Certified Public Accountants (Instituto Americano de Contadores Públicos Certificados) e Texas Society of CPAs (Sociedade de Contadores Públicos Certificados do Texas). PERSI MARCONDES, 43 anos, brasileiro, casado, Membro Efetivo do Conselho de Administração, engenheiro eletricista recém formado, com 20 anos de experiência no setor elétrico, controle de orçamentos, liderança de equipes na instalação de equipamentos, sistemas elétricos e especificação de equipamentos de alta tensão. Em 1982 formou-se em Técnico Eletromecânica pela Escola Estadual Jacinto Ferreira de Sá, sendo que em 1990 foi graduado em Administração de Empresas pela FIO - Faculdades Integradas de Ourinhos em São Paulo. Em 2005 graduou-se em Engenharia Elétrica na UNIMAR – Universidade de Marilia. Atualmente cursa Especialização em Engenharia de Segurança na Universidade Federal Tecnológica do Paraná Campus Cornélio Procópio. Trabalhou na Companhia Energética de São Paulo (CESP) como Técnico Eletroeletrônico, Operador de Usina e Subestação de 1985 a 1999, e na Duke Energy International, Geração Paranapanema como Técnico Eletroeletrônico Senior de 1999 a 2005.

EDSON TADEU LANGE, 47 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho de Administração. Possui curso Técnico em Eletrotécnica e está cursando 3º ano de Física (Licenciatura) na UNOESTE (Universidade do Oeste Paulista). Empregado da Duke Energy Geração Paranapanema desde sua vinda ao Brasil (1999). Atua como Coordenador de Usinas e trabalha na Usina Hidrelétrica de Capivara nesta função desde 2002. Antes trabalhou na CESP (Companhia Energética de São Paulo) de 1980 a 1999 na área de manutenção elétrica de Usinas e Subestações. Atualmente é suplente de representante dos empregados no Conselho de Administração da Companhia.

ANDREA ELIZABETH BERTONE, 44 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho de Administração. É formada em Direito pela Universidade de São Paulo. Obteve seu LL.M em International and Comparative Law na Chicago-Kent College of Law, Illinois Institute of Technology, Chicago, IL – USA em junho de 1995. Andrea trabalha para Duke Energy Corporation, em Houston, desde Janeiro de 2003 como Diretora Jurídica Adjunta.

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Diretoria

A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 7 Diretores Estatuários e 2 Diretores Não Estatuários.

Nos termos do Estatuto Social, o Conselho de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores,

ocupando seus cargos por um mandato de 3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre

2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e

posse de seus sucessores. As reuniões de Diretoria ocorrerão sempre que convocada pelo Diretor-Presidente

ou, excepcionalmente, por dois Diretores em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, sendo

que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus membros. As deliberações da Diretoria serão

tomadas por maioria de votos dos presentes e dos votos que tenham sido manifestados por meio de carta,

fac-símile ou correio eletrônico no caso dos diretores participantes por teleconferência, videoconferência ou

outros meios de comunicação.

Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática

de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo

Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de

Administração e Estatuto Social.

Endereço Comercial dos Diretores da Companhia

Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo,

Estado de São Paulo.

Composição

Em 31 de dezembro de 2007, os membros da Diretoria da Emissora eram:

(*)Obs.: O cargo de Diretor Jurídico e Assuntos Governamentais encontra-se vago por período temporário até que seja eleito

pelo conselho de administração um novo Diretor.

Nome Data da Eleição Término Cargo

MICKEY JOHN PETERS 19/01/2004 05/12/2008 Diretor Presidente

AUSTIN LAINE POWELL 09/11/07 05/12/2008 Diretor Vice Presidente

WAGNER BERTAZO 09/06/2004 05/12/2008 Diretor Financeiro/ Relações com Investidores

MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA 09/11/07 05/12/2008 Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético

ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR 28/04/2000 05/12/2008 Diretor Comercial

CÉSAR TEODORO 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Operações

JAIRO CAMPOS 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Recursos Humanos

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Experiência Profissional MICKEY JOHN PETERS, 43 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International - DEI (unidade de negócios e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência, juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano. Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando sob sua responsabilidade a gestão dos ativos da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo atual em agosto de 2003. Antes de entrar na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston (Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a 1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos Estados Unidos, como bacharel em contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration) na Universidade de Houston, Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as posições Presidente da Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das Empresas Privadas do Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado membro da diretoria da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em várias associações do setor. AUSTIN LAINE POWELL, 50 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a posição de Vice Presidente e “Chief Operating Officer” na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE, GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em Austin. MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA, 47 anos, brasileiro, casado, analista de sistema, graduado em Ciência da Computação pela Universidade Presbiteriana Mackenzie. Possui MBA em Administração pela Fundação Dom Cabral, especialização em Skill, Tools & Competencies na Kellog School of Management. Além dos cursos de Administração Financeira e Administração Estratégica de Negócios pela FGV. Iniciou sua carreira na Duke Energy em 1999, como Diretor de Informática e Telecomunicações, em 2002 passou a ser Diretor Executivo de Administração e Informática e Telecomunicações e em 2006 passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo de Planejamento Estratégico e Desenvolvimento. Iniciou sua carreira profissional como trainee na IPEM – Instituto de Pesquisa Energéticas e Nucleares de 1980 a 1982, depois passou a exercer o cargo de Gerente Geral de Informática e Telecomunicações na CESP de 1982 a 1997 e Diretor de IT da ELEKTRO de 1997 a 1999. WAGNER BERTAZO, 45 anos, brasileiro, casado, advogado e economista, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores. Graduado em contabilidade, economia e direito. Especializado em Legislação Tributaria, e mestre em administração de empresas. Foi Diretor Executivo Financeiro e Relações com Investidores na BCP S.A. Foi também Diretor da Controladoria na empresa Wal-Mart Brasil Ltda. Atualmente exerce o cargo de Diretor Administrativo, Financeiro & Relações com Investidores na Duke Energy, além de Presidente da CIPA e Diretor de Relação com Investidores na CVM.

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ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR, 49 anos, brasileiro, divorciado, administrador de empresas, Diretor Executivo Comercial. É matemático e pós-graduado em Administração de Empresas pela FGV-SP. Atua no mercado de energia elétrica há mais de 20 anos acumulando larga experiência profissional em empresas do setor elétrico de grande porte nos segmentos de Distribuição, Geração e Comercialização de energia elétrica. Trabalhou na CESP por mais de 10 anos onde ocupou vários cargos executivos e, atualmente, é Diretor Executivo Comercial da Duke Energy International Geração Paranapanema. CÉSAR TEODORO, 43 anos, brasileiro, casado, engenheiro eletricista, Diretor de Operações. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Faculdade de Engenharia de Barretos, Pós-Graduado pela USP – Politécnica e Administração de Empresa pela FGV-SP. Iniciou sua experiência profissional nas atividades técnicas em usinas hidroelétricas, envolvendo atividades tais como: manutenção de geradores de grande porte, equipamentos de subestações 440KV, serviços auxiliares, montagem e comissionamento de equipamentos e etc. Em 1996 passou também a desenvolver atividades gerenciais na CESP - Usina Jupiá, onde era responsável pelo planejamento orçamentário e controle de realização, relações sindicais, gerenciamento de reclamações trabalhistas, saúde ocupacional, contratação de prestadores de serviços, almoxarifados (reserva estratégica e compras). Na Duke Energy ocupa a posição de Diretor de Operações, sendo responsável pela administração de oito usinas hidroelétricas ao longo do Rio Paranapanema com um total de potência instalada de 2.307MW. JAIRO CAMPOS, 45 anos, brasileiro, casado, economista, Diretor de Recursos Humanos. Formado em economia pela Universidade Mackenzie. Possui MBA em Recursos Humanos pela Universidade de São Paulo e em Gestão Empresarial pela Fundação Dom Cabral e Especialização em HR Strategy in Transforming Organizations na London Business School. Iniciou sua carreira na Duke Energy em 1999, como Gerente Geral de Recursos Humanos. Em agosto de 2001 passou ocupar a Diretoria de Administração. Em outubro de 2002 passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo de Recursos Humanos para o Cone Sul. Nesta função Jairo Campos é responsável pela área corporativa de Recursos Humanos para a região do Cone Sul, com 450 funcionários atuando em 8 usinas de geração no Brasil e 2 na Argentina, além dos escritórios centrais nestes países. Antes de ingressar na Emissora foi sócio-diretor da Outer Recursos Humanos - empresa de consultoria e serviços de Recursos Humanos - onde atendeu empresas nacionais e multinacionais no Brasil e América Latina. De 1983 a 1996 o executivo assumiu diversos cargos na área de Recursos Humanos em empresas como Credicard, Banco Crefisul e Companhia Real de Investimento.

Conselho Fiscal O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado mediante deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 5 membros efetivos e igual número de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os honorários, respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições e os poderes conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal termina na primeira Assembléia Geral Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as Demonstrações Financeiras, reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da elaboração de pareceres acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou bônus de subscrição; (iii) planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e (v) reorganizações societárias apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer de seus membros e de forma colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários.

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O Conselho Fiscal é composto atualmente por 5 membros e igual número de suplentes. Em 31 de dezembro de 2007, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:

(*) data da primeira eleição

Experiência Profissional OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR, 45 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. É formado em Administração de Empresas pela Universidade Mackenzie e Membro do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC). Possui sólida experiência profissional na administração de negócios adquirida em vários setores de mercado como serviços (auditoria e consultoria), varejo (hipermercados, materiais de construção, livrarias), franquias, internet, editorial, bebidas e industrial (alumínio e plásticos). Possui experiência em avaliação, recuperação, compra e venda de empresas. SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO, 43 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Graduado em Engenharia Naval pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – USP, Pós-Graduado e Doutorado em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas. PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS, 52 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formado em Direito pela Universidade do Rio de Janeiro. RONALD J. ALDWORTH, 59 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Bacharel em Administração de Empresas pela Temple University, Philadelphia, Estados Unidos. Atualmente executa trabalhos de consultoria dirigidos para a reestruturação societária, financeira e operacional de empresas, bem como estruturação e modelagem de novos negócios. MANUEL MOREIRA GIESTEIRA, 62 anos, português, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formou-se Advogado pela Faculdade Paulista de Direito. Atualmente exerce a profissão de advogado, somente na área de consultoria, como profissional liberal e participa em algumas empresas como acionista ou quotista majoritário e Membro do Conselho Fiscal da UNIPAR. Foi Membro Titular do Conselho Fiscal do Banco Sudameris Brasil S/A representando os acionistas minoritários, portadores de ações preferenciais nos exercícios de 1999, 2000, 2004 e 2005.

Data da Eleição(*) Término Cargo

OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Efetivo

SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Efetivo

PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Efetivo

RONALD J. ALDWORTH 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Efetivo

MANUEL MOREIRA GIESTEIRA 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Efetivo

VALTIER BUCK TEIXEIRA 16/06/2006 A.G.O. 2008 Membro Suplente

MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Suplente

ADEMAR RUY BRATZ 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Suplente

SELMA RIBEIRO BASTOS 13/12/2005 A.G.O. 2008 Membro Suplente

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VALTIER BUCK TEIXEIRA, 50 anos, brasileiro, casado, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Mestre em Ciências Contábeis - PUC SP – 2004, Pós-Graduado em Administração de Empresas – CEAG – FGV – 1994, Curso de Especialização em Administração Financeira – FGV – 1986, Graduado em Ciências Contábeis – FAPEI – 1983 e Graduado em Ciências Econômicas – FEAO – 1978. Em sua experiência profissional já trabalhou em empresas como a Coopers & Lybrand Auditores Independentes como Auditor Sênior, e BCP S.A. onde exerceu o cargo de Gerente de Controladoria. Atualmente, ocipa a posição de Diretor Financeiro na Anfreixo S.A., da Divisão de Novos Negócios do Grupo Votorantim (distribuidor atacadista de materiais para MRO – Manutenção, Reparos e Operações). Em sua experiência acadêmica foi professor universitário de disciplinas de cursos de graduação em ciências contábeis em diversas instituições de ensino, sendo que atualmente é professor da disciplina de Controladoria Estratégica do curso de pós-graduação em Controladoria do Instituto Presbiteriano Mackenzie.

MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO, 41 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Graduado em Direito pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ em 1989. E 2001 formou-se Mestre em Direito Tributário pela Universidade Cândido Mendes – UCAM, e em 2004 concluiu Doutorado em Direito pela Universidad San Pablo em Madri na Espanha. Em sua experiência profissional foi Gerente Jurídico-Tributário e advogado das Empresas Petróleo Ipiranga de 1990 a 2002, Gerente Geral Jurídico-Tributário da Empresa Brasileira de Telecomunicações S.A. – Embratel de 2001 a 2003, e atualmente é Sócio de Vinhas Advogados desde 2003. Em suas atividades docentes e institucionais atualmente é professor de Direito Tributário na UERJ, FGV/RJ e EMERJ. Possui livros e artigos publicados e participou de diversas palestras, seminários e conferências. ADEMAR RUY BRATZ, 60 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. É formado pela Faculdade de Ciências Políticas e Econômicas da Universidade do Rio Grande do Sul e pós-graduado (MBA) pela Syracuse University, NY, USA. Atualmente, atua como consultor com contrato para reestruturação da Olvebra S/A, empresa com dificuldades financeiras que atua no setor de embalagens metálicas, óleos e produtos matinais com base em proteína de soja. SELMA RIBEIRO BASTOS, 54 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Bacharel em Turismo pela Faculdade de Turismo do Morumbi e possui domínio do idioma francês. Em sua trajetória profissional, atuou no setor bancário em áreas como auditoria interna, departamento de acionistas e relação com investidores e departamento de coligadas e participações.

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Remuneração dos Administradores A remuneração global da Administração é definida anualmente pela Assembléia Geral Ordinária, cabendo ao Conselho de Administração deliberar sobre a respectiva distribuição. Na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 27 de outubro de 2005 foi fixada a remuneração dos membros do Conselho de Administração nos seguintes termos: remuneração anual limitada ao máximo permitida pela legislação fiscal como despesa dedutível para a Companhia. Na 46ª Reunião do Conselho de Administração da Companhia, realizada em 05 de dezembro de 2005, foi fixada a remuneração mensal de um salário mínimo para os membros da nossa Diretoria, até o final de seus mandatos, ou até que sejam substituídos por qualquer motivo, em qualquer tempo. Na Assembléia Geral Ordinária, realizada em 30 de abril de 2007, foi fixada a remuneração mensal de R$ 2 mil para os membros de nosso Conselho Fiscal. Relação entre Administradores e a Companhia Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou com Administradores da Companhia e atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os Administradores e a Companhia. Planos de Opção de Compra de Ações Até a data deste Prospecto, a Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a Administradores.

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INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA COMPANHIA

A Companhia mantém o registro de companhia aberta junto à CVM sob o n° 018368, desde 14 de julho de 1999. O principal mercado de negociação das suas ações ordinárias e ações preferenciais é a Bovespa. Em 26 de julho de 1999, as ações ordinárias e ações preferenciais da Companhia foram listadas para negociação na Bovespa, sob os códigos "GEPA3" e "GEPA4", respectivamente.

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda 45.170.204 92,33 43.553.519 95,70 88.723.723 93,95

Duke energy International,

Brazil Holdings 380.789 0,78 354.234 0,78 735.023 0,78

Outros 3.371.446 6,89 1.603.091 3,52 4.974.537 5,27

Total 48.922.439 100,00 45.510.844 100,00 94.433.283 100,00

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CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS Contingências Judiciais

A Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos decorrentes de suas operações,

envolvendo questões tributárias, cíveis, trabalhistas e ambientais. A Companhia constitui provisões para

contingências decorrentes de processos para os quais, de acordo com a avaliação de seus assessores jurídicos,

responsáveis por tais demandas, a probabilidade de perda seja provável.

O cálculo dos valores a serem provisionados é feito com base em informações dos assessores jurídicos da

Companhia, responsáveis pelos processos, e na análise das demandas judiciais pendentes.

O quadro a seguir resume as contingências judiciais da Companhia, bem como o valor provisionado nos

termos da política de provisionamento da Companhia, em 31 de dezembro de 2007:

N.º DE AÇÕES VALOR EM DISPUTA(*)

(EM R$ MILHÕES)

VALOR PROVISIONADO (EM

R$ MILHÕES)

Fiscal 4 170,6 2,0

Trabalhista 235 13,8 3,7

Ambiental 85 489,5 4,1

TOTAL 324 673,9 9,8

(*) ações com prognóstico de perda remota, possível e provável, com base nos pareceres dos assessores jurídicos.

Processos de Natureza Trabalhista

A Companhia figura como parte em 235 ações judiciais e 8 autos de infração instaurados perante às

Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista.

De uma maneira geral, os principais pedidos das ações trabalhistas versam sobre pagamento de horas extras,

adicionais de periculosidade e insalubridade, horas “in itinere”, acidente do trabalho, dentre outros.

Em 31 de dezembro de 2007, o valor total dos processos trabalhistas em discussão era de, aproximadamente,

R$ 13,8 milhões, dos quais R$ 3,7 milhões equivalem aos processos de perda provável, R$ 1,9 milhões

equivalem aos processos perda possível e R$ 8,3 milhões aos processos de perda remota.

Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia registrava provisão de R$ 3,7 milhões para fazer frente às perdas

avaliadas como prováveis nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários

devidos pelo empregado e empresa.

A principal reclamação trabalhista ajuizada em face da Companhia trata-se do processo nº

00833200603015004 movida perante à Vara do Trabalho de Ourinhos – SP, por Antonio Carlos Alonso, cujo

objeto é o pagamento de dano material e moral em virtude de acidente do trabalho. O valor da causa

atualizado para 31 de dezembro de 2007 é de R$ 10 milhões.

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Processos de Natureza Ambiental Os processos relacionados ao meio ambiente se referem à adoção compulsória de medidas que visam mitigar (do ponto de vista ambiental) e/ou reparar (do ponto de vista ambiental e/ou socioeconômico) o impacto adverso supostamente causado pelos reservatórios de água e usinas hidrelétricas que a Companhia Energética de São Paulo - CESP instalou e que a Companhia atualmente opera. Os Danos Ambientais, neste caso, devem abranger aqueles causados pela inobservância dos preceitos legais relativos a (i) desmatamento e limpeza na área de reservatórios; (ii) escadas de transposição de peixes; (iii) unidade de conservação ambiental; e (iv) reflorestamento da mata ciliar. Os Danos Socioeconômicos devem abranger os prejuízos econômicos que os Autores alegam ter sofrido em função da redução no número de peixes, perda de áreas produtivas e suposta perda de receita. O principal pleito é relativo ao reflorestamento do Reservatório da Usina Hidrelétrica de Jurumirim. A Companhia recebeu em 04 de setembro de 2007, 9 Autos de Infração de cunho ambiental, sendo 7 lavrados pelo IAP – Instituto Ambiental do Paraná e 2 lavrados pelo IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, totalizando o valor de R$ 20,4 milhões. A multas do IAP tem como objeto “danificar, destruir vegetação natural e impedir, destruir a regeneração natural em área considerada de preservação permanente pelo uso agrosilvopastoril” nas UHEs de Capivara, Canoas I e II, Taquaruçu, Salto Grande, Chavantes e Rosana. Já as multas do IBAMA tem como objeto “fazer funcionar obras ou serviços potencialmente poluidores contrariando as normas legais pertinentes, quer seja, as condicionantes da licença de operação, caracterizado por implantar o reflorestamento na área de preservação permanente sem a devida manutenção e com perda de mudas” nas UHEs de Canoas I e II. A Companhia impugnou as referidas autuações dentro do prazo legal, quer seja, 24 de setembro de 2007, argumentando aspectos estritamente formais e de mérito, como: vícios de legitimidade ativa e passiva; descabimento da sanção pecuniária (necessidade de lavratura prévia de auto de advertência); aspectos da tipificação do ato ilícito; da valoração econômica da sanção; regularidade do licenciamento; ausência de caracterização do ilícito administrativo e valor da multa aplicada. Em 31 de dezembro de 2007, o valor total dos processos de natureza ambiental em discussão era de, aproximadamente, R$ 489,5 milhões, dos quais R$ 4,1 milhões foram provisionados pois equivalem aos processos de perda provável, R$ 20,4 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 456,9 milhões aos processos de perda remota. Processos de Natureza Fiscal A Companhia figura como parte em 5 processos administrativos que versam sobre matéria fiscal, dos quais apenas 1 tem o prognóstico de perda provável, que em 31 de dezembro de 2007, representava uma contingência total de, aproximadamente, R$ 2,0 milhões.

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As principais contingências fiscais envolvem pagamento dos incentivos fiscais destinados ao FINAM, conforme descrito abaixo: Processo administrativo 19515.003540/2005-96, cujo objeto são as diferenças de imposto de renda incidente em lucros inflacionários não pagos durante os meses de janeiro, fevereiro e março de 2000. O valor da causa atualizado para 31 de dezembro de 2007 é R$ 30,1 milhões. Em 23 de janeiro de 2006, a Companhia apresentou defesa que se encontra pendente de julgamento perante o Conselho de Contribuintes. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa ao principal acrescido de juros era remota, sendo que para a multa a chance de perda era considerada provável. Processo administrativo 19515.003541/2005-31, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais destinados ao FINAM no período compreendido de janeiro a dezembro do ano-calendário de 2000. O valor da causa atualizado para 31 de dezembro de 2007 é R$ 35,2 milhões. Em 23 de janeiro de 2006, a Companhia apresentou defesa. A chance de perda avaliada pelos assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, relativa ao principal acrescido de juros era possível. Em março de 2007, a Companhia obteve decisão de primeira instância favorável. Em agosto de 2007, o recurso de ofício da Fazenda não obteve êxito, porém o respectivo acórdão ainda está pendente de publicação. Em 27 de setembro de 2007 foi publicado o Acórdão confirmando a decisão ocorrida em agosto. Com a referida publicação não existem mais recursos que podem ser protocolados pela Receita Federal, finalizando desta maneira o processo administrativo em questão. Processo administrativo 11831.000528/2002-92, cujo objeto versa sobre o pagamento de 18% dos incentivos fiscais destinados ao FINAM. O valor da causa atualizado para 31 de dezembro de 2007 é R$ 23,2 milhões. O Conselho de Contribuintes deu provimento ao Recurso Voluntário da Companhia. Processo administrativo 19515.002934/2006-16, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais destinados ao FINAM no período compreendido entre 31 de janeiro de 2001 e 30 de novembro de 2004. O valor da causa atualizado para 31 de dezembro de 2007 é R$ 106,1 milhões. A Companhia apresentou defesa em 16 de janeiro de 2007. A chance de perda avaliada pelos assessores legais da Companhia é possível. A defesa apresentada pela Companhia foi negada em Primeira Instância pela Secretaria da Receita Federal em 13 de dezembro de 2007 e protocolará o recurso administrativo ao Conselho de Contribuintes dentro do prazo legal (14 de janeiro de 2008). Processo administrativo 19515.004264/2007-45, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais destinados ao FINAM no período compreendido entre 1º de janeiro de 2002 e 31 de dezembro de 2002. O valor da causa atualizado para 31 de dezembro de 2007 é de R$ 13,4 milhões. A Companhia apresentará a defesa dentro do prazo legal (21 de janeiro de 2008). A chance de perda avaliada pelos assessores legais da Companhia é remota, tendo em vista que o período contemplado neste auto de infração está sendo cobrado pela Receita Federal em duplicidade, considerando que o período está também em discussão no processo administrativo 19515.002934/2006-16. Em 31 de dezembro de 2007, o valor total dos processos de natureza fiscal em discussão era de, aproximadamente, R$ 170,6 milhões, dos quais R$ 2,0 milhões equivalem aos processos de perda provável, R$ 127,2 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 41,4 milhões aos processos de perda remota.

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Processos Administrativos CVM A pedido de um acionista minoritário da Companhia, a CVM instaurou processo administrativo para discutir sobre a possibilidade de conversão de ações ordinárias em preferenciais da Companhia. O Referido processo teve origem em reclamação de acionista detentor de ações ordinárias de emissão da Companhia, que em 20 de dezembro de 2006 solicita um posicionamento oficial e urgente da CVM, a respeito de ter, em 8 de dezembro de 2006, requerido à Companhia "a conversão de classe de suas ações" de ações ordinárias em preferenciais, nos termos do art. 7° do Estatuto Social. Em 16 de janeiro de 2007, a CVM solicitou manifestação da Companhia. Em 23 de fevereiro de 2007, a Companhia protocolou resposta à solicitação da CVM, informando que em 11 de janeiro de 2007, havia respondido ao acionista explicando que a conversão pleiteada não seria possível pelo fato da mesma não ser companhia fechada, tendo em vista tal dispositivo ser aplicável apenas a companhias fechadas, conforme a melhor jurisprudência da CVM (Processo CVM nº RJ2002/0584 de 11.07.2002). A Companhia entende que a eficácia do artigo resta prejudicada, momentaneamente, em virtude de manter a condição de companhia aberta, apontando ainda que a conversibilidade não é a pedido de acionistas mas sim por decisão da Diretoria da Companhia. Em 28 de agosto de 2007, o Colegiado da CVM entendeu, que o art. 19 da Lei nº 6404/76 é aplicável tanto às companhias abertas quanto às companhias fechadas. O Colegiado entendeu ainda que o art. 16 da Lei nº 6404/76 permite que se constituam classes de ações ordinárias conversíveis em preferenciais, porém não obriga que as ações conversíveis formem classes separadas e que não havendo criação de classes separadas, como no caso da Companhia, a conversibilidade é admissível também em companhias abertas. Em 17 de setembro de 2007, a Companhia protocolou na CVM resposta à decisão do seu Colegiado informando que irá solicitar a reconsideração da decisão prolatada, a ser apresentada no prazo legal. Em 25 de setembro de 2007, a Companhia protocolou o pedido de reconsideração acima mencionado. Atualmente, aguarda-se a decisão final da CVM sobre o pedido de reconsideração da Companhia. Conversão de Ações Em 15 de janeiro de 2008 a Companhia recebeu decisão do Colegiado da CVM retificando a decisão prolatada em 28 de agosto de 2007, determinando que as ações ordinária representativas de 18,47% do capital social poderiam ser convertidas em ações preferenciais. Em 21 de janeiro de 2008 a Companhia enviou correspondência à CVM informando que dentro dos próximos dias iria realizar os procedimentos relativos à conversão das ações determinadas. Em 1º de fevereiro de 2008 a Companhia publicou Fato Relevante informando aos acionistas termos e condições aprovados pela reunião de Diretoria ocorrida em 29 de janeiro de 2008. No mesmo dia a Companhia publicou Aviso aos Acionistas noticiando sobre o início do primeiro período de conversão a ser realizado de 1º de fevereiro a 15 de fevereiro de 2008. TUSD A Duke Energy possui usinas conectadas diretamente à Rede Básica de transmissão (Taquaruçu, Jurumirim, Chavantes e Capivara), e usinas conectadas (Canoas I e II, Salto Grande e Rosana) em instalações de propriedade de empresa de transmissão (CTEEP), porém que não pertencem à Rede Básica, as chamadas Demais Instalações de Transmissão – DIT.

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Até junho de 2004, a Duke Energy remunerava o uso das DIT através de encargos de conexão, porém após a publicação da REN 067 de 08 de junho de 2004, o pagamento pelo uso destas instalações passou a se dar através da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD. Atualmente, a TUSD aplicada sobre as unidades geradoras não reflete o uso que os geradores fazem do sistema elétrico e também não se presta a remunerar ativos pertencentes às chamadas DIT. Assim, baseado nestas premissas e haja vista que esta regra, estabelecida pela ANEEL, carece de uma sólida base metodológica, a Companhia atualmente defende-se administrativamente, no âmbito da ANEEL, e pleiteia a revisão dos valores a serem pagos através da TUSD. Por conta deste pleito, os valores considerados adequados pela Administração são reconhecidos como obrigação, sem o correspondente pagamento. Não foi realizada qualquer provisão para eventuais diferenças entre o valor contabilizado como obrigação e o valor total da disputa, por serem remotas as chances de perda da Companhia, tanto da medida administrativa em curso, quanto de eventual ação judicial destinada a questionar os valores de TUSD homologados pela ANEEL.

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OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS A tomada de decisão da Companhia para a realização, no curso normal de seus negócios, de operações com partes relacionadas é baseada em preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado. A Duke Trading do Brasil Ltda., subsidiária da Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora da Companhia, é uma comercializadora de energia elétrica. A Companhia eventualmente vende energia para a Duke Trading do Brasil Ltda. quando, ao final de cada mês, a Companhia gera mais energia do que tem contratada para a venda e a Duke Trading do Brasil Ltda. obtém menos energia do que tem contratada para a venda. O preço ajustado é sempre o preço do mercado spot que deve ser aprovado pela ANEEL. O volume de energia negociado representa uma pequena parcela do volume total negociado pela Companhia. Nos exercícios sociais indicados abaixo, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da seguinte forma:

R$ Mil

Exercício encerrado em 31 de dezembro

de

Parte Relacionada 2005 2006 2007

Duke Trading do Brasil Ltda 455,1 0 16.747,6

Total 455,1 0 16.747,6

Na data deste Prospecto, a Companhia não possuía nenhuma transação com partes relacionadas.

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7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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8. ANEXOS

• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 15 de janeiro de 2008

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 05 demarço de 2008

• Minuta da Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em [•] de [•] de 2008

• Estatuto Social da Emissora

• Escritura Particular de Emissão de Debêntures

• Primeiro Aditamento à Escritura Particular de Emissão de Debêntures

• Súmula da Classificação de Risco

• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 31 de outubro de 2007

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 15 de janeiro de 2008

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 05 de março de 2008

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• Minuta da Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em [•] de [•] de 2008

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• Estatuto Social da Emissora

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• Primeiro Aditamento à Escritura Particular de Emissão de Debêntures

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• Súmula da Classificação de Risco

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• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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