ESTADOS UNIDOS Securities and Exchange Commission Washington,Distrito de Columbia 20549 FORMULARIO 20-F 

REGISTRO DE CONFORMIDAD CON EL ARTÍCULO 12 (b) o (g) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES DE 1934 DECLARACIÓN O

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INFORME ANUAL DE CONFORMIDAD CON EL ARTÍCULO 13 ó 15 (d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES DE 1934 Para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009 O

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TRANSICIÓN CONFORME A LA SECCIÓN 13 ó 15 (d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES DE 1934 INFORME O

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INFORME SHELL COMPANY CONFORME A LA SECCIÓN 13 ó 15 (d) DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES DE 1934 Comisión Número de expediente: 001-34129 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRAS (El nombre exacto del registrante tal como se especifica en sus estatutos) EMPRESA BRASILEÑA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Traducción del nombre del registrante en Inglés) Federativo República de Brasil (Jurisdicción de constitución u organización) Avenida Presidente Vargas, 409 - 9 ª planta, Edificio Herm. Stoltz - Centro, CEP 20071-003, Río de Janeiro, RJ, Brasil (Dirección de las oficinas principales) Valores registrados oa ser registrados de conformidad con la Sección 12 (b) de la Ley:

Título de cada clase

Nombre de cada bolsa en la que registró

American Depositary Shares, evidenciado por American Depositary Receipts, cada uno representa una acción ordinaria

Bolsa de Nueva York

Las acciones comunes, sin valor nominal *

Bolsa de Nueva York

American Depositary Shares, evidenciado por American Depositary Receipts, cada uno representando una Acción de Clase B recomendados

Bolsa de Nueva York

Las acciones preferentes, sin valor nominal *

Bolsa de Nueva York

* No para el comercio, pero sólo en relación con el registro de los American Depositary Shares de conformidad con los requisitos de la SEC. Valores registrados o a ser registrados de conformidad con la Sección 12 (g) de la Ley: Ninguno. Valores para los cuales existe una obligación de informar conforme a la Sección 15 (d) de la Ley: Ninguno.

El número de acciones en circulación de cada una de las clases del emisor de capital o acciones comunes a partir del 31 de diciembre de 2009 fue:

905023527 Acciones Comunes 146920 Acciones Preferentess Clase A 227186643 Acciones Preferentess Clase B Marque con un aspa si lo registrante es un emisor conocido, tal como se define en la Regla 405 de la Ley de Valores.SíNo Si este informe es un informe anual o de transición, Marque con un aspa si el registrante no está obligado a presentar informes de conformidad con la Sección 13 o 15 (d) de la Securities Exchange Act de 1934.Sí No Indicar con una marca si lo registrante (1) ha presentado todos los informes requeridos para la Sección 13 o 15 (d) de la Securities Exchange Act de 1934 durante los últimos 12 meses (o por un período más corto que el registrante estuvo obligado a presentar informes), y (2) ha estado sujeto a tales requerimientos de presentación de los últimos 90 días.Sí No Marque con un aspa si el registrante ha presentado electrónicamente y se publicará en su página web corporativa, en su caso, todos los datos interactivos de archivos deben ser presentados y publicados de conformidad con la Regla 405 del Reglamento ST (§ 232.405 de este capítulo) durante los últimos 12 meses (o por un período más corto que el solicitante debía presentar y publicar archivos de este tipo). SíNo Marque con un aspa si el registrante es un gran declarante acelerado o un declarante no acelerado. Véase la definición de "entidad registrada acelerada y entidad registrada acelerada grande" en el Artículo 12-B-2 de la Ley de Valores. Solicitante acelerado grandeDeclarante aceleradoDeclarante acelerado no Marque con que base de la contabilidad el registrante ha utilizado para preparar los estados financieros incluidos en esta presentación: EE.UU. GAAPIFRSOtro Indicar con una marca qué ítem del estado financiero ha decidido seguir.Artículo 17Artículo 18 Si se trata de un informe anual, indique con una cruz si el registrante es una compañía sin activos (tal como se define en la Regla 12b-2 de la Ley de Valores.).SíNo

CONTENIDO

Página TEMA 1. Identidad de los Consejeros, directivos y asesores .................................................................................................................................

6

TEMA 2. Estadísticas de la oferta y calendario previsto ........................................................................................................................................

6

TEMA 3. Información clave ...................................................................................................................................................................................

6

A. Datos financieros seleccionados ...................................................................................................................................................................

6

B. Capitalización y Endeudamiento ..................................................................................................................................................................

13

C. Motivos de la Oferta y Uso de los Fondos ....................................................................................................................................................

13

D. Factores de Riesgo........................................................................................................................................................................................

13

TEMA 4. Información de la Compañía ..................................................................................................................................................................

21

A. Historia y Desarrollo ....................................................................................................................................................................................

21

B. Descripción del Negocio ...............................................................................................................................................................................

23

C. Estructura Organizacional.............................................................................................................................................................................

58

D. Propiedad, planta y equipo ...........................................................................................................................................................................

59

4A ITEM. Comentarios del Staff sin resolver ........................................................................................................................................................

59

TEMA 5. Análisis Operativo y Financiero y Perspectivas .....................................................................................................................................

59

A. Resultados de Operación ..............................................................................................................................................................................

67

B. Liquidez y Recursos de Capital ....................................................................................................................................................................

73

C. Investigación y desarrollo, patentes y licencias ............................................................................................................................................

75

D. Información de tendencias ............................................................................................................................................................................

75

E. Acuerdos Fuera de Balance Hoja de .............................................................................................................................................................

76

F. Obligaciones Contractuales ...........................................................................................................................................................................

76

TEMA 6. Consejeros, Funcionarios y Empleados ..................................................................................................................................................

77

A. Consejo de Administración y Alta Dirección ...............................................................................................................................................

77

B. Compensación ..............................................................................................................................................................................................

79

C. Prácticas de Gestión ......................................................................................................................................................................................

79

D. Empleados ....................................................................................................................................................................................................

80

E. Accionariado .................................................................................................................................................................................................

81

TEMA 7. Accionistas Mayoritarios y Transacciones con Partes Relacionadas ......................................................................................................

82

A. Principales Accionistas .................................................................................................................................................................................

82

B. Operaciones con Partes Relacionadas ...........................................................................................................................................................

83

C. Intereses de los expertos y consejeros...........................................................................................................................................................

83

TEMA 8. Información Financiera ..........................................................................................................................................................................

83

-i -

Página A. Estados Financieros Consolidados y otra Información .................................................................................................................................

83

B. Cambios significativos ..................................................................................................................................................................................

87

-ii -

TEMA 9. La Oferta y Listado .................................................................................................................................................................................

87

A. Oferta y Detalles del enlace ..........................................................................................................................................................................

87

B. Plan de Distribución .....................................................................................................................................................................................

91

C. Mercados ......................................................................................................................................................................................................

91

D. accionistas vendedores .................................................................................................................................................................................

96

E. Dilución ........................................................................................................................................................................................................

96

F. Gastos de emisión .........................................................................................................................................................................................

96

TEMA 10. Información Adicional ...........................................................................................................................................................................

96

A. Capital Social ................................................................................................................................................................................................

96

B. Escritura de Constitución y Estatutos ............................................................................................................................................................

96

C. Contratos........................................................................................................................................................................................................

99

D. Controles de cambio ......................................................................................................................................................................................

99

E. Impuestos .......................................................................................................................................................................................................

100

F. Dividendos y organismo pagador ...................................................................................................................................................................

106

G. Declaración de Expertos ................................................................................................................................................................................

107

H. documentos presentados ................................................................................................................................................................................

107

I. Información auxiliar ........................................................................................................................................................................................

107

TEMA 11. Revelaciones cuantitativas y cualitativas sobre el riesgo de mercado ...................................................................................................

107

TEMA 12. Descripción de valores distintos de instrumentos de renta variable .......................................................................................................

108

12.D. American Depositary Shares ....................................................................................................................................................................

108

TEMA 13. Incumplimientos, Dividendos Adeudados y morosidad ........................................................................................................................

108

TEMA 14. Modificaciones Importantes a los Derechos de los Tenedores de Valores y Uso de los Fondos ...........................................................

108

TEMA 15. Controles y Procedimientos ...................................................................................................................................................................

108

15T ITEM. Controles y Procedimientos ..................................................................................................................................................................

110

ARTÍCULO 16A. Experto Financiero del Comité de Auditoría .............................................................................................................................

110

16B. Código de Ética ...............................................................................................................................................................................................

110

TEMA 16C. Principales Honorarios y Servicios Contables ....................................................................................................................................

111

TEMA 16D. Exención de las normas de cotización para los Comités de Auditoría ................................................................................................

111

TEMA 16E. Las compras de renta variable por el emisor y compradores afiliados ................................................................................................

112

TEMA 16F. Cambio en la certificación contable del registrante .............................................................................................................................

112

16G ITEM. Gobierno Corporativo ..........................................................................................................................................................................

112

-iii -

TEMA 17. Estados Financieros ...............................................................................................................................................................................

112

TEMA 18. Estados Financieros ...............................................................................................................................................................................

112

TEMA 19. Exposiciones..........................................................................................................................................................................................

113

-iv -

PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y DE OTRAS En este informe anual, a menos que se indique lo contrario o el contexto requiera lo contrario, todas las referencias a "nosotros", "nuestro", "nuestro", "nos" o términos similares se refieren a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras y sus subsidiarias consolidadas. Mantenemos nuestros libros y registros en reales. Nuestros estados financieros consolidados para el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 incluidos en este informe anual, han sido preparados de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos o los GAAP del EE.UU.. No hemos incluido los datos del balance al 31 de diciembre de 2006 y 2005, porque llegamos a la conclusión de que no podría proporcionar los montos actualizados sin esfuerzo razonable y gastos. Reexpresión de estados financieros para el 31 de diciembre de 2008 y 2007 Durante el proceso de preparación de nuestros estados financieros al y por el 31 de diciembre de 2009, llegamos a la conclusión de que ciertos artículos de línea correcta debería haber sido considerados de manera diferente en los estados financieros emitidos previamente incluido en 2008 20F a partir de y para el 31 de diciembre de 2008 y 2007. Estos elementos de línea y el impacto resultante de la reexpresión en periodos anteriores, se describen a continuación. Además, los efectos de la reclasificación se describen detalladamente en la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados y para los ejercicios finalisado el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Arrendamiento de los acuerdos Llegamos a la conclusión de que ciertos contratos relacionados con la compra de energía debe ser adecuadamente caracterizada como contratos de arrendamiento en los términos de la EITF (Emerging Issues Task Force) -001/18. Anteriormente, hemos tratado a estos como los contratos para la compra de energía y no clasificar a estos contratos de arrendamiento como "activos fijos". Estos contratos se clasifican como arrendamientos financieros en Financial Accounting Standards Board Codificación (ASC) Tema 840, contratos de arrendamiento, ya que, en esencia, representan contratos de compra de plantas de energía. La conclusión se basa en el hecho de que (i) las plantas de energía que generan la energía adquirida por nosotros será transferido a nosotros, sin costo alguno al final del contrato, y (ii) la duración de estos contratos representa la mayor parte de la vida útil de estas plantas. En consecuencia, ahora reconocemos la adquisición de estas plantas de energía y el financiamiento respectivo, como si estos contratos han sido reconocidos como los arrendamientos financieros desde la fecha de inicio. Como resultado, ahora también reconocer la depreciación correspondiente a la vida útil de estas plantas y el impacto de la financiación correspondiente a través de cuotas de pago. Cada contrato de arrendamiento financiero es un capital de inicio del contrato como el menor entre el valor justo de la propiedad arrendada y el valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento. Cada pago por arrendamiento se distribuye entre la responsabilidad y los cargos por financiamiento. Las obligaciones correspondientes rentas, netas de cargas financieras, se incluyen en el pasivo financiero. El componente de interés del coste financiero se registra en la cuenta de resultados durante el período de arrendamiento. Propiedades, planta y equipo adquiridos mediante arrendamiento financiero se amortizan en el más corto de la vida útil del activo y el periodo de contrato de arrendamiento. Activos fijos A través de Eletronuclear, operamos dos plantas de energía nuclear, Angra I y Angra II. Además, durante el segundo semestre de 2009, se reanudó la construcción de una nueva planta nuclear, llamada Angra III, después de la construcción fue detenida desde septiembre de 1982. Sin embargo, continuamos a capitalizar los intereses correspondientes a la financiación de este proyecto durante el período en que la planta no estaba en construcción. El monto de los intereses capitalizados durante este período fue de R$ 1.273,8 millones, lo que hemos escrito-off contra las utilidades retenidas. Además, se registraron R$ 6,3 millones y R$ 8,6 millones contra los gastos financieros en las declaraciones de nuestros ingresos para los años terminados el 31 de diciembre 2006 y 31 de diciembre de 2007 y 2008, respectivamente. Además, se registraron en 2007 un activo y pasivo correspondiente en relación con la ampliación de la planta hidroeléctrica Tucurí por Eletronorte en 2007. Los activos no son susceptibles de capitalización, y, en consecuencia, se registró la cancelación del activo y del pasivo relacionados y la depreciación correspondiente incurrido durante este período. Inversiones en empresas asociadas Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, que era un accionista minoritario en 36 de nuestras inversiones. A excepción de CTEEP, que representa aproximadamente el 30% de las inversiones al 31 de diciembre de 2009, ninguna otra inversión individual representa más del 5% de dicho saldo para el año. Hemos tenido en cuenta para algunas de estas inversiones, donde llevamos a cabo más del 20% del capital votante o su equivalente, el método de participación sobre la base de estados financieros preparados de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil ("BR GAAP"). Nuestra administración ha evaluado inicialmente que las diferencias entre BR GAAP y los GAAP del EE.UU. son inmateriales. Durante el proceso de preparación de nuestros estados financieros, referente los ejercicios findos el 31 de diciembre de 2009, se realizó un análisis más detallado y concluyó que, aunque nuestro interés en el valor razonable de estas inversiones representaron más del 20% de su capital, lo hicimos no ejercer una influencia significativa en su gestión, ya que no fueron capaces de obtener los estados financieros de los preparados de acuerdo con GAAP del EE.UU..

1

Ya no cuenta para esas inversiones mediante el método de participación. Nosotros ahora grabar estas inversiones como disponibles para la venta, lo que significa que reconocemos estas inversiones a precios de mercado que cotiza en bolsa (cuando esté disponible) y bajo la base de los costos cuando la información sea fácil de determinar el valor razonable no está disponible. Además, hemos reevaluado el valor de ciertas inversiones previamente contabilizadas por la base del costo. Valores de las inversiones a precios de mercado que cotiza en bolsa se mide con base en el valor razonable en contra de la utilidad integral. Los cambios posteriores en el valor razonable se registran en "otros ingresos". Todos los dividendos recibidos de estas inversiones se reconocen como ingresos cuando se reciben. Creemos que nuestra política proporciona una descripción más transparente y correcta presentación de nuestros estados financieros consolidados bajo GAAP del EE.UU.. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, estas inversiones de R$ 6.608,1 millones y R$ 5.898.3 millones, respectivamente. Inversiones Financieras El 16 de febrero de 2006, entró en un acuerdo con los accionistas de Investco, con el objetivo de explorar la concesión de energía de la UHE Luiz Eduardo Magalhães con un consorcio formado por el Grupo Rede, EDP Energias do Brasil, CEB y CMS Energy. Los accionistas Investco se Rede Lajeado Energia SA, CEB Lajeado SA, EDP Lajeado SA y Paulista Lejeado Energia SA De acuerdo con los términos de este acuerdo, intercambiamos con el Grupo Rede nuestras acciones preferentess Investco de acciones preferentes del Grupo Rede en un holding de Investco. Además, hemos llegado a un acuerdo con los accionistas Investco a adquirir valores con dividendos fijos, que representan el 10% de los beneficios de los accionistas Investco anual. Estos valores establecen que el pago de estos dividendos adicionales debe hacerse simultáneamente con el pago de dividendos ordinarios. Estos títulos tienen un valor nominal deR $ 652,500 mil, que se convertirán en acciones preferentes sin derecho a voto en octubre de 2032. Aunque ya hemos reconocido este importe nominal de los títulos convertibles, llegamos a la conclusión de que estos valores deben ser reconocidos por su valor razonable mediante el descuento de flujos de efectivo basados en ASC 325. Así, se registró un ajuste de valor razonable en el valor de R$ 569.0 millones en "pérdidas acumuladas" para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 y se registró R$ 7.2 millones en "gastos financieros" en la cuenta de resultados para el año finalizado el 31 de diciembre 2008. Fondos exclusivos Tenemos inversiones en un fondo exclusivo que en parte comprende los bonos emitidos por el Gobierno de Brasil que tienen un vencimiento de más de 90 días. Nos anteriormente clasificados como estos bonos equivalentes de efectivo. Sin embargo, ahora llegó a la conclusión de que la fecha de vencimiento original de estos bonos está bien determinado por referencia al plazo indicado de los bonos o los plazos para excercising cualquier opción de venta, y no en función de la frecuencia con que la liquidez puede estar disponible a través de una subasta, una función de poner a un tercero, o de otra manera. En consecuencia, ahora clasificar estos bonos como valores, y como resultado, los flujos de efectivo para el 31 de diciembre de 2008 y 2007, fueron actualizados. Interpretación En este informe anual, el término "Brasil"Se refiere a la República Federativa del Brasil y la frase" Gobierno de Brasil "se refiere a que el gobierno federal de Brasil. El término "Banco Central" se refiere al Banco Central de Brasil. Los términos "reales" y "reales"Y el símbolo" R $ "se refieren a la moneda de curso legal Brasil. Los términos "EE.UU. dólar "y" EE.UU. dólares "y el símbolo"EE.UU.$ "Se refieren a la moneda de curso legal de la Estados Unidos de América. Todas las referencias en este informe anual a los números de nuestras acciones comunes y preferentes reflejan a 1-para-500 split inverso, que tuvo lugar el 20 de agosto de 2007.

Ciertas datos en este documento han sido objeto de ajustes de redondeo. Así, las cifras mostradas como totales en algunos cuadros no pueden ser agregados aritmética de las cifras que las preceden. Los términos contenidos en este informe anual, tienen los siguientes significados: •

Eletrobras Amazonas Energia o Amazonas Energia:Amazonas Energia, SA.., Una empresa de distribución de propiedad total de Eletrobras y que operan en el estado de Amazonas. Amazonas Energia se formó en 2008 como resultado de la fusión entre Ceam y Manaus Energia SA;

•

ANDE: Administración Nacional de Electricidad;

•

ANEEL:Agência Nacional de Energía Eléctrica, La Agencia Nacional de Energía Eléctrica;

•

Tarifa media o de tasa de: Los ingresos por ventas totales divididos por MWh total vendido por cada período en cuestión, incluida la electricidad no facturada. Ingresos totales por ventas, con el propósito de calcular tarifa media o de la tasa, incluye tanto la facturación bruta antes de deducir el IVA y otros impuestos y ventas sin facturar la electricidad en los que dichos impuestos no han devengado;

•

Red Básica: Líneas de transmisión interconectadas, las presas, los transformadores de energía y equipos con tensión igual o superior a 230 kV, o instalaciones con tensión más baja según lo determinado por la ANEEL;

•

BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, El Banco de Desarrollo de Brasil;

•

Ley de las SA: En conjunto, la Ley N ° 6.404 del 15 de diciembre de 1976, la Ley N º 9457 del 5 de mayo de 1997 y Ley N º 10.303 del 31 de octubre de 2001;

•

Capacidad de carga: El cargo por compras o ventas sobre la base de la capacidad contratada en firme si no se consume;

•

CCC cuenta:Conta de Consumo de Combustível o Cuenta de Consumo de Combustible;

2

•

CCEAR:Contratos de Comercialización de Energía no Regulado Ambiente, Los contratos para la comercialización de energía en el Mercado Regulado;

•

CDE cuenta:Conta de Desenvolvimento Energético, La cuenta de desarrollo de la energía;

•

Ceam: Eletrobras Amazonas Energia, Una empresa de distribución que operaban en el estado de Amazonas. En marzo de 2008, se fusionó con Ceam Manaus Energia SA La entidad resultante se Amazonas Energia SA;

•

CGE:Câmara de Gestão da Crise de Energía Eléctrica, La Crisis de Energía de Brasil, Comité de Gestión;

•

Eletrobras CGTEE, o CGTEE: Companhia de Geração Térmica de Energía Eléctrica, Una filial de generación de Eletrobrás;

•

CMN:Conselho Monetario Nacional, La máxima autoridad responsable de la política monetaria y financiera de Brasil;

•

CNEN:Comissão Nacional de Energía Nuclear, SA.., La comisión nacional de Brasil por la energía nuclear;

•

CNPE:Conselho Nacional de Política Energética, El organismo asesor del Presidente de la República de Brasil para la formulación de políticas y directrices en el sector de la energía;

•

Concesionarios o empresas concesionarias: Empresas a las que el Gobierno de Brasil transfiere los derechos a la prestación de servicios de energía eléctrica (generación, transmisión, distribución) a una región particular de conformidad con los acuerdos suscritos entre las empresas y el Gobierno del Brasil de conformidad con la Ley N º 8.987 (fecha de febrero de 1995) y la Ley N º 9.074 (la Ley del Sector Energía, de fecha 07 de julio 1995) (en conjunto, las "Leyes de Concesiones");

•

Eletrobras Distribuição Roraima o Distribuição Roraima: Boa Vista Energia, S. A., Una empresa de distribución que operan en el estado de Roraima (Boa Vista);

•

Distribución: La transferencia de electricidad a partir de las líneas de transmisión en los puntos de suministro de la red y su entrega a los consumidores a través de un sistema de distribución. La electricidad llega a los consumidores como a los consumidores residenciales, pequeñas industrias, propiedades comerciales y empresas de servicios públicos a una tensión de 220/127 voltios;

•

Distribuidor: Una entidad el suministro de energía eléctrica a un grupo de clientes a través de una red de distribución;

•

DNAEE:Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, El departamento brasileño de agua y energía eléctrica;

•

Ley Reguladora de la Electricidad: Ley N º 10.848 (Lei do Novo Modelo Sector Eléctrico), Promulgada el 15 de marzo de 2004, y que regula las operaciones de las empresas del sector eléctrico;

•

Eletrobras Distribuição Alagoas o Distribuição Alagoas: Companhia Energética de Alagoas, Una empresa de distribución que operan en el estado de Alagoas (Ceal);

•

Cepel: Centro de Pesquisas de Energía Eléctrica, Un centro de investigación del sector eléctrico brasileño;

•

Eletrobras Distribuição Piauí o Distribuição Piauí: Companhia Energética de Piauí, Una empresa de distribución que operan en el estado de Piauí (Cepisa);

•

Eletrobras Distribuição Rondônia o Distribuição Rondônia: Centrales Eléctricas de Rondonia, Una empresa de distribución que operan en el estado de Rondônia (Cerón);

•

Eletrobras Chesf o Chesf: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco, Una filial de generación y transmisión de Eletrobrás;

•

Eletrobras Distribuição Acre o Distribuição Acre: Companhia de Eletricidade de Acre, Una empresa de distribución en el estado de Acre (Eletroacre);

•

Eletrobras:Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás;

•

Eletrobrás EletronorteO Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil SA, Una filial de generación y transmisión de Eletrobrás;

•

Eletrobras Eletronuclea o Eletronuclear: Eletrobras Termonuclear, S. A., Una filial de generación de Eletrobrás;

•

Eletrobras Eletropar o Eletropar:Eletrobras Participações, S.A., Una subsidiaria de la compañía holding creada para mantener las inversiones de capital (anteriormente, Luz Participações, S. A. - Lightpar);

•

Eletrobrás Eletrosul o Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas, S. A., Una filial de generación y transmisión de Eletrobrás;

•

Eletrobras Furna o Furnas Furnas Centrales Eléctricas, S. A., Una filial de generación y transmisión de Eletrobrás;

•

Carga de energía: El cargo variable por las compras o ventas sobre la base real de electricidad consumida;

•

Ley de delitos ambientales: Ley N º 9.605, de 12 de febrero de 1998;

•

Consumidor final (usuario final): La parte que utiliza la electricidad para sus propias necesidades;

•

FND:Fundo Nacional do Desestatização, El fondo nacional de privatización;

•

Consumidores libres: Los clientes que estaban conectados al sistema después de 08 de julio 1995 y tiene una contracción de la demanda por encima de 3 MW en cualquier nivel de tensión, o los clientes que se han conectado al sistema antes de 08 de julio 1995 y tiene una contracción de la demanda por encima de 3 MW a un voltaje nivel igual o superior a 69 kV;

•

Gigavatios (GW): Um billión de vatios;

•

Gigawatts hora (GWh): Un gigavatio de energía ofrecidos o demandados durante una hora, o un billón vatios por hora;

3

•

Alto voltaje: Una clase de sistema de tensiones nominales iguales o superiores a 100.000 voltios (100 kvs) y menos de 230.000 voltios (230 kvs);

•

Central hidroeléctrica o central hidroeléctrica o unidad de energía hidroeléctrica (UHE): Una unidad de generación que utiliza la energía del agua para impulsar el generador eléctrico;

•

IGP-M:Indice Geral de Preços-Mercado, El mercado brasileño el índice general de precios, similar al índice de precios al por menor;

•

INB:Industrias Nucleares Brasileñas, Una compañía brasileña de propiedad del Gobierno responsable del procesamiento de uranio utilizado como energía para suministrar electricidad a Angra I y Angra II Nuclear;

•

La capacidad instalada: El nivel de electricidad que puede ser liberado de una unidad generadora de concreto en forma continua a plena carga en las condiciones especificadas según lo señalado por el fabricante;

•

De energía del Sistema Interconectado: Sistemas o redes para la transmisión de energía, conectados entre sí por medio de uno o más enlaces (líneas y / o transformadores);

•

Sistema aislado: Instalaciones de generación en el norte de Brasil no está conectado a la red nacional de transmisión;

•

Itaipú:Itaipú Binacional, La planta de generación hidroeléctrica de propiedad a partes iguales por Brasil y Paraguay;

•

Kilovatios (kW): 1.000 vatios;

•

Kilovatio hora (kWh): Un kilovatio de energía ofrecidos o demandados por una hora;

•

Kilovoltios (kV): Mil voltios;

•

Megavatios (MW): Un millón de vatios;

•

Megavatio hora (MWh): Un megavatio de energía ofrecidos o demandados durante una hora, o un millón de vatios-hora;

•

Empresa de capital mixto: De conformidad con la Ley N º 6.404 del Brasil de 15 de diciembre de 1976, una empresa con accionistas del sector público y privado, pero controlada por el sector público;

•

MME:Ministério de Minas e Energia, El Ministerio de Minas y Energía;

•

MRE:Mercado Regulado de Energía, El Mercado Regulado de Energía de Brasil;

•

National Environmental Policy Act: Ley N ° 6.938, del 31 de agosto de 1981;

•

Región Noreste: Los Estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte y Sergipe;

•

ONS:Operador Nacional do Sistema, El operador del sistema nacional;

•

Poder de la Ley del Sector: La Ley No. 9.074 del 7 de julio de 1997;

•

Procel:Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energía Eléctrica, La energía eléctrica nacional el programa de conservación;

•

Proinfa:Programa de Incentivo de Fontes Alternativas de Energía, El programa de incentivos para desarrollar fuentes alternativas de energía;

•

RGR Fondo:Reserva Mundial de Reversão, Un fondo que administramos, financiado por los consumidores y de indemnizar a todos los concesionarios de no renovación o la expropiación de sus concesiones utilizado como fuente de fondos para la ampliación y mejora de la energía eléctrica del sector;

•

Selic tasa: Un tipo de cambio oficial del gobierno durante la noche se aplica a los fondos negociados a través de la compra y venta de títulos de deuda pública establecida por el régimen especial de custodia y liquidación;

•

Pequeñas centrales hidroeléctricas: Las plantas de energía con capacidad de 1 MW a 30 MW;

•

Subestación: Un conjunto de equipos que cambia y / o cambios o regula el voltaje de la electricidad en un sistema de transmisión y distribución;

•

TFSEE:Taxones de Fiscalización de Serviços de Energía Eléctrica, La cuota para la supervisión de los servicios de energía eléctrica;

•

Termoeléctrica o unidad de energía termoeléctrica (TPU): Una unidad de generación que utilicen combustible, como carbón, petróleo, gas natural o diesel de otros hidrocarburos como fuente de energía para accionar el generador eléctrico;

•

Transmisión: La transferencia masiva de electricidad a partir de instalaciones de generación al sistema de distribución en la estación del centro de carga a través de la red de transmisión (en líneas con capacidad de entre 69 kV y 525 kV);

•

TWh: Hora Teravatio (1.000 gigavatios-hora);

•

UBP Fondo:Fundo de Uso do Bem Público, El Fondo de bienes de uso público;

•

EE.UU. GAAP:Estados Unidos principios contables generalmente aceptados;

•

Voltios (V): La unidad básica de la fuerza eléctrica análoga a la presión de agua en libras por pulgada cuadrada, y

•

Vatio: La unidad básica de energía eléctrica.

4

Declaración preventiva con relación a información futura Este informe anual incluye ciertas declaraciones prospectivas, incluyendo declaraciones con respecto a nuestra intención, creencia o expectativas actuales o los de nuestros funcionarios con respecto a, entre otras cosas, nuestros planes de financiación, las tendencias que afectan la condición financiera o los resultados de las operaciones y el impacto de planes y estrategias futuras. Estas declaraciones prospectivas están sujetas a riesgos, incertidumbres y contingencias, incluyendo pero no limitado a, lo siguiente: •

condiciones generales económicas, reguladores, políticos y empresariales en Brasil y en el extranjero;

•

las fluctuaciones de los tipos de interés, la inflación y el valor de la real en relación con el dólar de los EE.UU.;

•

cambios en los volúmenes y patrones de uso de los clientes de electricidad;

•

condiciones de competencia en BrasilGeneración 's, transmisión y distribución de los mercados;

•

los efectos de la competencia;

•

nuestro nivel de deuda;

•

la probabilidad de que vamos a recibir el pago en relación con las cuentas por cobrar;

•

cambios en la precipitación y los niveles de agua en los embalses utilizados para ejecutar las instalaciones de generación hidroeléctrica;

•

nuestros planes de financiación y gastos de capital;

•

nuestra capacidad para servir a nuestros clientes de forma satisfactoria;

•

regulaciones gobernamentales actuales y futuras en cuanto a las tarifas de electricidad, el uso de electricidad, la competencia en nuestra área de concesión y otros asuntos;

•

nuestra capacidad para ejecutar nuestra estrategia de negocios, incluyendo nuestra estrategia de crecimiento;

•

cambios en otras leyes y reglamentos, incluyendo, entre otros, los que afectan a cuestiones fiscales y ambientales;

•

las acciones futuras que pueden ser adoptadas por el Gobierno brasileño, nuestro accionista mayoritario;

•

el resultado de nuestros impuestos, los procedimientos judiciales civiles y otros, y

•

otros factores de riesgo como se establece en "Artículo 3.D, Factores de Riesgo".

Las declaraciones prospectivas mencionadas también incluyen información con respecto a nuestros proyectos de expansión de capacidad que se encuentran en las etapas de planificación y desarrollo. Además de los citados riesgos e incertidumbres, nuestros proyectos de expansión potencial de involucrar a la ingeniería, la construcción, los riesgos significativos de reglamentación y otros, puede que: •

retrasar o impedir la finalización con éxito de uno o más proyectos;

•

aumento de los costos de los proyectos, y

•

resultará en el fracaso de las instalaciones para operar o generar ingresos de acuerdo con nuestras expectativas.

Las palabras "creemos", "puede", "podrá", "estimar", "continúa", "anticipa", "pretende", "espera" y palabras similares que se utilizan para identificar declaraciones prospectivas. No asumimos ninguna obligación de actualizar públicamente o revisar cualquier declaración a futuro como resultado de nueva información, eventos futuros o otros. A la luz de estos riesgos e incertidumbres, el futuro de la información, eventos y circunstancias comentadas en este informe anual no puede ocurrir. Nuestros resultados reales y los resultados podrían diferir sustancialmente de los anticipados en nuestras declaraciones prospectivas. PARTE I TEMA 1.

IDENTIDAD DE DIRECTORES, FUNCIONARIOS Y ASESORES

No se aplica. TEMA 2.

ESTADÍSTICAS DE OFERTA Y CALENDARIO PREVISTO

No se aplica. TEMA 3.

INFORMACIÓN CLAVE

Fondo La información financiera seleccionada presenta en este documento debe leerse en conjunto con nuestros estados financieros y sus notas, que aparecen en este informe anual. En los párrafos siguientes se describen algunas características importantes de la presentación de la información financiera seleccionada y los estados financieros. Estas características deben ser considerados al evaluar la información financiera seleccionada.

5

A. Datos financieros seleccionados Las siguientes tablas presentan nuestra situación financiera seleccionada y los datos históricos de funcionamiento. Usted debe leer la siguiente información en conjunto con nuestros estados financieros consolidados y las notas correspondientes y la información en el "Punto 5. Revisión de Resultados y Perspectivas "que se incluyen en este informe anual. Datos financieros seleccionados para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 se derivan de nuestros estados financieros consolidados auditados. No hemos incluido los datos del balance al 31 de diciembre de 2006 y 2005, porque llegamos a la conclusión de que no podría proporcionar los montos actualizados sin esfuerzo razonable y gastos.

6

Balance de Situación Consolidado Hoja de Información

Al 31 de diciembre, 2009

2008

2007

(Actualizado) (1) (R $ miles)

(Actualizado) (1)

Bienes Activos corrientes: Efectivo y equivalentes de efectivo........................................................ 8.183.224 Efectivo restringido ............................................................................... 1.341.719 Cuentas por cobrar, neto ........................................................................ 4.732.434 Las inversiones financieras .................................................................... 7.622.640 Diferidos activos reguladores................................................................. 2.155 Los préstamos por cobrar y financiamientos.......................................... 1.351.995 Impuestos por recuperar ......................................................................... 1.035.622 Materiales y suministros ........................................................................ 865.187 Otros deudores ....................................................................................... 590.826 Cuenta el consumo de combustible ........................................................ 375.558 Derechos de compensación .................................................................... 946.212 Los gastos pagados ................................................................................ 88.176 Valor razonable de los derivados ........................................................... 227.540 Los depósitos judiciales ......................................................................... 57.150 Los inventarios de combustible nuclear ................................................. 365.213 Otros activos corrientes.......................................................................... 504.612

5.593.569 734.386 4.991.458 7.439.509 25.124 1.463.667 1.741.195 767.283 388.920 554.748 516.766 76.874 52.640 172.593 323.604 1.048.965

3.388.028 830.065 4.488.721 4.257.676 240.154 1.268.583 1.966.532 647.775 439.869 365.366 179.460 70.395 295886 196.362 286.315 423.908

28.330.263

25.891.301

19.345.095

Propiedades, planta y equipo, neto ...................................................................74.434.654

78.624.207

75.447.965

Inversiones en empresas asociadas ................................................................... 9.456.471

8.103.288

8.034.861

Al 31 de diciembre, 2009

Activos no corrientes: Diferidos activos reguladores .......................................................... Cuentas por cobrar, neto ................................................................. Los préstamos por cobrar y financiamientos ................................... Los depósitos judiciales .................................................................. Las inversiones financieras ............................................................. Sobre la renta y contribución social ................................................ Combustible almacenado nuclear y suministros.............................. Impuestos por recuperar .................................................................. Cuenta el consumo de combustible ................................................. Valor razonable de los derivados .................................................... Derechos de compensación ............................................................. Otro .................................................................................................

17.913.832 1762.580 3.922.946 1.457.100 687.291 .2724.569 755.434 1.941.084 1.074.402 228.020 1.842.309 478.038

2008

2007

(Actualizado) (1) (R $ miles)

(Actualizado) (1)

23.609.493 2.293.343 4.354.362 919.377 262.171 1.333.323 725.142 1.345.725 572.279 40.050 4.312.809 828.559

18.199.826 2.201.203 4.716.675 743.804 976.717 1.907.465 657.188 949.962 500.511 296.134 590.025 818.223

34.787.605

40.596.633

32.557.733

Total de activos ........................................................................................ 147.008.995

153.215.429

135.385.653

7

(1)

Reexpresión se relaciona con cambios en el tratamiento de ciertas inversiones en filiales, contratos de arrendamiento, los intereses capitalizados en el activo fijo y otros ingresos de explotación de entidades no consolidadas afiliados. Véase la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados y para los ejercicios findados los el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1.

Al 31 de diciembre, 2009

Pasivo y patrimonio neto Pasivo corriente: Proveedores ............................................................................................ Impuestos pagaderos .............................................................................. Préstamos y financiación........................................................................ Préstamos obligatorios ........................................................................... Tesorería de la Federación créditos ........................................................ Cuenta el consumo de combustible ........................................................ Empleado beneficios post-retiro............................................................. La remuneración de los accionistas y dividendos................................... Remuneración y el reembolso ................................................................ Investigación y desarrollo ...................................................................... Honorarios según normativa .................................................................. Obligaciones estimadas .......................................................................... Los ingresos diferidos a partir de derivados implícitos .......................... Financiar las obligaciones del contrato de arrendamiento ...................... Otro ........................................................................................................

2008

2007

(Actualizado) (1) (R $ miles)

(Actualizado) (1)

2.918.898 1.257.182 1.348.641 12.941 76.036 923.535 50.726 2.871.209 1.264.046 221.973 914.839 1.040.360 40.050 108.827 326.610

1.925.416 2.075.726 2.664.233 85.205 72.236 670.482 44.980 1.716.616 923.344 269.062 1.174.963 693.444 296.134 104.984 439.086

1.903.243 1.955.794 2.186.783 96.709 58.150 515.419 37.972 585.667 444.225 343.010 820.311 527.120 480.588 122.041 864.724

13.375.874 Pasivos a largo plazo: Impuestos por pagar ............................................................................... 980.201 Sobre la renta y contribución social ....................................................... 1.502.229 Préstamos y financiación........................................................................ 25.532.934 Préstamos obligatorios ........................................................................... 127.358 Los créditos federales treasuary ............................................................. 1.344.571 Cuenta el consumo de combustible ........................................................ 908.832 Empleado beneficios post-retiro............................................................. 3.326.006 Venta anticipada de energía ................................................................... 978.980 Reserva Global de Reversión ................................................................. 7.656.946 Desmantelamiento de las centrales nucleares ......................................... 323.327 Los ingresos diferidos a partir de derivados implícitos .......................... 228.020 Anticipos para futuros aumentos de capital ............................................ 4.712.825 Financiar las obligaciones del contrato de arrendamiento ...................... 1.639.448 Contingencias prestación ....................................................................... 4.066.556 La remuneración de los accionistas y dividendos................................... 7.697.579

13.155.911

10.941.756

1.616.694 1.240.848 29.892.516 129.866 2.854.201 1.432.982 4.132.733 1.018.488 7.193.770 266.168 40.050 4.287.353 1.686.523 4.453.361 9.336.858

1.312.444 1.261.848 22.327.043 202.375 726.989 1.373.638 2.304.711 1.056.761 6.769.011 191.327 296.134 3.811.625 1.549.446 3.973.240 8.300.832

2.809.555

746.627

753.878

63.835.366

68.875.676

52.238.062

Patrimonio de los accionistas: El stock de capital .................................................................................. 26.156.567

26.156.567

24.235.829

Otros pasivos a largo plazo ....................................................................

8

2009

Prima en colocación de acciones .....................................................25.750.918 Utilidades retenidas .........................................................................19.486.518 Las pérdidas acumuladas.................................................................(4.267.456) Otros ingresos integrales acumulados (pérdida) .............................. 2.483.744 69.610.291 El interés minoritario en subsidiarias .............................................. 187.463 Total del pasivo y patrimonio neto ............................................................ 147.008.995 (1)

Al 31 de diciembre, 2008 2007 (Actualizado) (1) (Actualizado) (1) (R $ miles) 29.587.464 29.446.426 19.522.580 17.499.537 (5.847.198) (5.351.648) (38.451) 2.013.899 69.380.962 67.884.043 349.518 388.553 153.215.429 135.385.653

Reexpresión se relaciona con cambios en el tratamiento de ciertas inversiones en filiales, contratos de arrendamiento, los intereses capitalizados en el activo fijo y otros ingresos de operación de entidades no consolidadas afiliados. Véase la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados y para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1.

9

Estado de Resultados Consolidado

2009

Los ingresos operativos netos: ........................................ Las ventas de electricidad .................................... Otros ingresos de explotación .............................. Los impuestos sobre los ingresos ......................... Tasas reguladoras en los ingresos ..................................................... Los ingresos totales netos de explotación .......................

Al 31 de diciembre, 2008 2007 2006 (Actualizado) (1) (Actualizado) (1) (Actualizado) (1) (R $ miles)

2005 (Actualizado) (1)

27.099.094 1.577.550 (2.552.021)

31.615.696 993.180 (2,449.417)

26.778.542 760.840 (2.009.813)

23.025.800 896.233 (851.440)

21.303.390 577.434 (730.923)

(1.292.859) 24.831.764

(1.191.673) 28.967.786

(1.260.043) 24.269.526

(931.463) 22.139.130

(787.008) (20.362.893)

(2.688,397)

(5.685.215)

(3.276.345)

(2.109.968)

(1.790.429)

(742.372) (1.270.463)

(1.158.856) (1.101.,220)

(820.780) (951.599)

(888.564) (911.241)

(453.001) (763.879)

Costos y gastos operativos: Compra de electricidad para reventa ............................................................ Combustible para la producción de energía eléctrica........................................................... Uso de la red básica de transmisión ..................... La depreciación y amortización ................................................... Nómina y cargos relacionados / servicios de terceros / material y suministros ..................... Pérdida diferida de Itaipú ..................................... Las provisiones de tráfico .................................... Donaciones y contribuciones ............................... Remuneración y el reembolso .............................. Discapacidad ........................................................ Otros gastos de explotación y gastos .................... Los costos totales y gastos de operación.........................

(3.476.954)

(3.808.989)

(3.067.167)

(3.432.168)

(3.331.276)

(7.,115.042) (395.026) (2.401.250) (237.872) (1.806.482) (266,293) (888.064) (21.288.214)

(6.047.795) (405.793) (773.860) (217.913) (1.722.240) (770,231) (686.621) (22.378.733)

(5.409.535) (432.318) (796.273) (198.,990) (1.677.902) (899,508) (1.791.,089) (19.321.506)

(4.750.611) 1.790.799 (410.475) (196.904) (1.794.922) (1.588.554) (15.601.388)

(4.466.962) 2.670.775 (860.969) (177.003) (1.661.350) (1.617.249) (13.457.805)

Los ingresos financieros (gastos), neto ...........................

(6.056.298)

4.796.592

(3.344.234)

(5.699.646)

(4.906.924)

(2.512.748)

1.1385.645

1.603.786

974.190 1.083.337 (109.148)

(3.383.720) (2.766.506) (617.214)

(896.410) (2.037.796) 1.141.386

(94.927)

(12.833)

Utilidad (pérdida) antes de impuestos sobre la renta y contribución social .................................................... Impuestos sobre la renta y social contribución............................................................... Corriente .............................................................. Diferido ................................................................ Utilidad (pérdida) atribuible a la participación no controladora en subsidiarias ................................................................ Utilidad (pérdida) atribuible a los accionistas de la Compañía .................................................................. Utilidad (pérdida) del ejercicio ....................................... Número medio ponderado de acciones en circulación: Común.................................................................. Preferentes ......................................................... Preferentes B ........................................................

(1.633.485) (1.,538.558)

905.023.527 146.920 227.186.643 1.132.357.090

10

838.096 (567.540) (1.299.509) 731.969

1.998.165 (1.062.891) (1.643.169) 580.278

15.786

66.833

9.514

7.989.092 8.001.925

723.163 707.377

270.557 337.390

935.274 944.788

905.023.527 146.920 227.186.643 1.132.357.090

905.023.527 146920 224.328.055 1.129.498.502

905.023.527 146.920 224.328.055 1.129.498.502

90.502.3527 146.920 224.328.055 1.129.498.502

(1)

Reexpresión se relaciona con cambios en el tratamiento de ciertas inversiones en filiales, contratos de arrendamiento, los intereses capitalizados en el activo fijo y otros ingresos de operación de entidades no consolidadas afiliados. Véase la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados y para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1.

Ley de las Sociedades y nuestros estatutos sociales establecen que hay que pagar dividendos a nuestros accionistas obligatorio como mínimo igual al 25% de nuestros ingresos netos ajustados para el año fiscal anterior. Además, nuestros estatutos nos obligan a dar: (i) clase "A" de acciones preferentes en una prioridad en la distribución de dividendos, en un 8% cada año durante los capitales vinculados a dichas acciones, y (ii) la clase "B" acciones preferentes que fueron emitidas a partir del 23 de junio 1969 en una prioridad en la distribución de dividendos, un 6% cada año durante los capitales vinculados a dichas acciones. Además, las acciones preferentes deben recibir un dividendo del 10% sobre el dividendo pagado a las acciones ordinarias. La siguiente tabla muestra nuestra dividendos declarados para los períodos indicados:

2009 (1)

Año 2008 (1)

Acciones Comunes ........................................................................................................................................................................... 0.40 1.48 Acciones Preferentes Clase A ........................................................................................................................................................... 2.17 2.17 Acciones Preferentes Clase B ........................................................................................................................................................... 1.63 1.63 (1) (2)

2007 (1) (2) (R $) 0.40 2.02 1.51

Interés sobre el capital propio. Ajustado para reflejar split inverso.

La siguiente tabla muestra un resumen de los dividendos / intereses sobre el capital propio declarado por acción para los períodos presentados, tanto en el momento y declaró ajustado por nuestra reserva de inventário 500:1 dividir a cabo en 2007. Dividendo por Acción

Declarado

Pagadas (2)

Equivalente en El 12/31/2005 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ R$ EE.UU.$ Común .................................................................. 0,00033824.1 0.00014450.4 0.16912075.0 0.07225221.0 50 42 00 88 Preferente A .......................................................... 0.00343314.5 0.00146671.7 1.71657271.5 0.73335870.2 43 41 00 52 Preferente B .......................................................... 0.00257485.9 0.00110003.8 1.28742953.5 0.55001902.6 07 05 00 36 Declarado El 12/31/2006 R$ EE.UU.$ Común .................................................................. 0.00026403.5 0.00012349.6 71 59 Preferente A .......................................................... 0.00403899.4 0.00188914.6 62 22 Preferente B .......................................................... 0.00302924.5 0.00141685.9 97 67

El 06/28/2006 R$ EE.UU.$ 0.00036052.8 0.00016194.8 99 16 0.00365936.3 0.00164377.1 04 02 0.00277236.0 0.00124533.3 98 29

Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ 0.18026449.5 0.08097407.9 00 15 1.82968152.0 0.,82188550. 00 894 1.38618049.0 0.62266664.7 00 20

Pagadas (2)

Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ 0.13201785.5 0.06174829.5 00 14 2.01949731.0 0.94457311.0 00 38 1.51462298.5 0.70842983.3 00 96

Declarado

El 06/15/2007 R$ EE.UU.$ 0,00027872.5 0.00014595.2 70 61 0.00426370.9 0.00223265.9 61 38 0.00319778.2 0.00167449.4 21 53

Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ 0.13936285.0 0.,07297630.5 00 18 2.13185480.5 1,11632968.7 00 91 1.59889110.5 0.83724726.6 00 59

Pagadas (2)

Equivalente en En 12/31/2007 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ R$ EE.UU.$ Común .................................................................. 0.40155520.0 0.,22670084.1 0.40155520.0 0.22670084.1 20 30 20 30 Preferente A .......................................................... 2.01949731.1 1.14012155.5 2.01949731.1 1.14012155.5 06 39 06 39 Preferente B .......................................................... 1.51462298.2 0.85509116.5 1.51462298.2 0.85509116.5 31 99 31 99

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El 04/30/2008 (3) R$ EE.UU.$ 0.41587767.9 0.24648985.2 68 82 2.09152777.8 1.23964424.9 55 97 1.56864583.2 0.92973318.6 89 87

Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ 0.41587767.9 0.24648985.2 68 82 2.09152777.8 1.23964424.9 55 97 1.56864583.2 0.92973318.6 89 87

Declarado

Pagadas (2) Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$

El 12/31/2005 R$ EE.UU.$

Equivalente en 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$

El 06/28/2006 R$ EE.UU.$

Declarado El 12/31/2008 R$ EE.UU.$ Común .................................................................. 1.48488373 0.63538028 3 8 Preferente A .......................................................... 2.17404437 0.93027144 4 8 Preferente B .......................................................... 1.63053328 0.69770358 0 6

Pagadas (2) Equivalente en Equivalente en 08/20/2007 (1) El 12/21/2009 (3) 08/20/2007 (1) R$ EE.UU.$ R$ EE.UU.$ R$ EE.UU.$ 1.48488373 0.63538028 1.54869292 0.66268417 1.54869292 0.66268417 3 8 4 8 4 8 2.17404437 0.93027144 2.26746853 0.97024755 2.26746853 0,97024755 4 8 2 3 2 3 1.63053328 0.69770358 1.70356221 0,72895259 1.70356221 0,72895259 0 6 7 6 7 6

Declarado

Pagado

El 12/31/2009 Común Preferente A .......................................................... Preferentes B .........................................................

R$ 0,409.663.154 2,174.044.375 1,6.305.332.814

El 05/18/2010 (3)

EE.UU.$ 0,71.330.5484 3,785.446.066 2,839.084.549

R$ 0,42.254.8776 2,242.427.174 1,681.820.380

EE.UU.$ 0,757.249.661 4,018.653.739 3,013.990.303

(1) Ajustado para reflejar la división de acciones inversa. (2) Ajustado por la variación de la tasa Selic. (3) Junta General de Accionistas. Controles de cambio y tipos de cambio El sistema brasileño de cambio permite la compra y venta de moneda extranjera y la transferencia internacional de reales por cualquier persona física o jurídica, independientemente de la cantidad, sujeto a ciertos procedimientos reglamentarios. Desde 1999, el Banco Central ha permitido a la real/ EE.UU. tasa de cambio del dólar flote libremente, y desde entonces, la real/ EE.UU. tasa de cambio del dólar ha fluctuado considerablemente. Hasta principios de 2003, el valor de la real disminuyeron con relación al dólar de EE.UU. y luego comenzó a estabilizarse. La real se apreció frente al dólar de los EE.UU. en el período 2004-2007. En 2008, como resultado de la agudización de la crisis financiera y económica mundial de la real se depreció 31,9% frente al dólar de EE.UU., y el 31 de diciembre de 2008, el tipo de cambio del real en relación con el dólar de EE.UU. fue de R$ 2,34 por EE.UU. $1.00. En 2009, el real apreciado un 25,5% frente al dólar de EE.UU., debido a la mejora de las condiciones económicas en Brasil. En el pasado, el Banco Central ha intervenido en ocasiones para controlar la inestabilidad de los tipos de cambio. No podemos predecir si el Banco Central o el Gobierno brasileño continuará permitiendo el real flotar libremente o va a intervenir en el mercado cambiario a través de un sistema de banda cambiaria o de otra manera. No podemos asegurar que el real no se deprecie considerablemente o continuar apreciándose frente al dólar de los EE.UU. en un futuro próximo. La siguiente tabla muestra el final del período, las tasas promedio, la venta de altas y bajas publicadas por el Banco Central expresados en reales por $ EE.UU. para los períodos y fechas indicadas.

Reales por Dólar Año terminado el

Al cierre del ejercicio

31 de diciembre 2005 ...................................................................................................... 2.3407 31 de diciembre 2006 ...................................................................................................... 2.1380 31 de diciembre 2007 ...................................................................................................... 1.7713 31 de diciembre 2008 ...................................................................................................... 2.3370 31 de diciembre 2009 ...................................................................................................... 1.7412 31 de diciembre 2010 ...................................................................................................... 1.6662 (1)

Normal (1) 2.4341 2.1771 1.9483 1.8374 1.9905 1.7593

Bajo 2.1633 2.0586 1.7325 1.5593 1.7024 1.6554

Alto 2.7621 2.3711 2.1556 2.5004 2.4218 1.8811

Representa el promedio de las tasas de fin de mes-a partir de diciembre del ejercicio anterior hasta el mes pasado del período indicado.

La siguiente tabla muestra el final del período, altas y bajas del mercado comercial / venta de moneda extranjera las tasas de mercado publicado por el Banco Central expresados en reales por $ EE.UU. para los períodos y fechas indicadas.

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Reales por Dólar Mes

Al cierre del ejercicio

12 2010 ............................................................................................................................. 01 2011 ............................................................................................................................. 02 2011 ............................................................................................................................. 03 2011 ............................................................................................................................. 04 2011 ............................................................................................................................. 05 2011 ............................................................................................................................. Junio de 2011 (el 27 de junio de 2011) .............................................................................

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1.6662 1.6734 1.6612 1.6287 1.5733 1.5799 1.5969

Promedio 1.6934 1.6749 1.6680 1.6591 1.5864 1.6134 1.5895

Bajo 1.6662 1.6510 1.6612 1.6287 1.5654 1.5747 1.5744

Alto 1.7117 1.6912 1.6776 1,6757 1,6194 1.6339 1.6108

La ley brasileña establece que, cada vez que hay un grave desequilibrio en Brasil Equilibrio de pagos o existan motivos fundados para prever un desequilibrio grave, las restricciones temporales pueden ser impuestas a las remesas de capital extranjero en el extranjero. No podemos asegurar que tales medidas no serán tomadas por el gobierno brasileño en el futuro. Consulte la sección "Artículo 3.D, Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Brasil". En la actualidad mantener nuestros libros y registros contables en reales. Para facilitar la presentación, sin embargo, cierta información financiera consolidada contenida en este informe anual se ha presentado en dólares de los EE.UU.. Ver "Sección 8, Información Financiera". B. Capitalización y Endeudamiento No se aplica. C. Motivos de la Oferta y Uso de los Fondos No se aplica. D. Factores de Riesgo Riesgos relacionados con nuestra empresa Algunas de nuestras concesiones expiran en 2015 y actualmente la legislación brasileña no permite la renovación de estas concesiones, si no somos capaces de renovar las concesiones de los resultados de nuestras operaciones serían perjudicados de manera significativa. Llevamos a cabo nuestra generación, transmisión y distribución de conformidad con los contratos de concesión suscritos con el Gobierno de Brasil a través de la ANEEL. Estas concesiones varían en duración desde 20 a 35 años. Nuestros contratos de concesión con las fechas de vencimiento más temprana expiran en 2015 y ya se han renovado una vez (ver "Artículo 4.B, Descripción del Negocio-concesiones de generación-"), a excepción de Serra da Mesa y Corumbá, que vencen en mayo 2011 y noviembre de 2014, respectivamente. Hemos solicitado la renovación de Serra da Mesa y, al 31 de diciembre de 2009, se espera la aprobación de la ANEEL. En nuestro negocio de generación, estas concesiones (que vencen en 2015 o antes) representan aproximadamente el 32% de nuestra capacidad total instalada al 31 de diciembre de 2009 y del 86,8% y 37,4% de esa capacidad de nuestras subsidiarias Chesf Eletrobras y Furnas Eletrobras, respectivamente. Para una discusión adicional de Chesf y Furnas, ver "Sección 4, Información sobre la Estructura de la empresa-organización". En la actualidad, la Ley N ° 10.848 de 2004 sólo permite concesiones a ser renovado una vez. Sin embargo, hay grupos de trabajo en lugar de examinar las propuestas para un cambio en esta ley. Si la ley no se cambia, no seríamos capaces de renovar algunas concesiones y se tienen que tomar parte en las subastas de las concesiones de nuevo. Si no somos capaces de renovar cualquiera de nuestras concesiones y no fueron capaces de ganar alguna de las subastas de estas concesiones, que íbamos a perder el negocio derivado de estas concesiones, que pudiera afectar negativamente nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Somos controlados por el gobierno brasileño, las actuales políticas y prioridades de los que afectan directamente a nuestras operaciones y pueden entrar en conflicto con los intereses de nuestros inversores. El Gobierno brasileño, nuestro accionista mayoritario, ha llevado a cabo (y podrá seguir ejerciendo) algunos de sus objetivos macroeconómicos y sociales a través de nosotros a través de fondos del Gobierno, principalmente de Brasil, que nosotros administramos. Estos fondos son el Fondo RGR, la Cuenta CCC y la Cuenta del CDE. El gobierno brasileño también tiene la facultad de nombrar a ocho de los 10 miembros de nuestra “Conselho de Administração” o Consejo de Administración y, a través de ellos, la mayoría de los ejecutivos responsables de nuestro día a día la gestión. Además, el Gobierno brasileño tiene actualmente la mayoría de nuestras acciones de voto. En consecuencia, el Gobierno brasileño tiene la mayoría de los votos en nuestra asamblea de accionistas, que la habilite para aprobar la mayoría de los asuntos previstos por la ley, incluyendo las siguientes: (i) la venta parcial o total de las acciones de nuestras subsidiarias, (ii) aumentar la de nuestro capital social a través de una suscripción de nuevas acciones, (iii) nuestra política de distribución de dividendos, siempre y cuando cumpla con la distribución divididend mínimo regulado por la ley, (iv) emisiones de valores en el mercado nacional e internacional, (v) las empresas escisiones y fusiones, (vi) swaps de nuestras acciones u otros valores, y (vi) la redención de las acciones de las diferentes clases, independientemente de la aprobación de los titulares de las acciones y las clases que están sujetos a la redención. Nuestras operaciones en el impacto del desarrollo comercial, industrial y social promovidos por el Gobierno brasileño. El Gobierno de Brasil en el pasado y puede en el futuro nos obligar a hacer inversiones, incurrir en gastos o realizar transacciones (que puede incluir, por ejemplo, que nos obliga a realizar adquisiciones) que pueden no ser consistentes con nuestro objetivo de maximizar nuestros beneficios . Estamos sujetos a las normas que limitan el endeudamiento de las empresas del sector público y no puede ser capaz de obtener los fondos suficientes para completar nuestros programas propuestos de gastos de capital. Nuestro presupuesto actual prevé inversiones de aproximadamente R$ 10.2 mil millones en 2011. No podemos asegurar que estaremos en condiciones de financiar nuestros programas de gasto de capital propuesta de cualquiera de nuestro flujo de efectivo o recursos externos. Por otra parte, como una empresa controlada por el Estado, estamos sujetos a ciertas reglas limitando nuestra deuda y las inversiones y deberá presentar nuestros proyectos de presupuesto anual, incluyendo las estimaciones de los montos de nuestras necesidades de financiación y las fuentes de nuestro financiamiento, el Ministerio de Planificación, Presupuesto y administración y el Congreso brasileño para su aprobación. Por lo tanto, si las operaciones no entran dentro de los parámetros y condiciones establecidos por las normas y el Gobierno de Brasil, que pueden tener dificultades en la obtención de las autorizaciones necesarias de financiamiento, lo que podría crear dificultades en la recaudación de fondos. Si no somos capaces de obtener estos fondos, nuestra capacidad de invertir en gastos de capital para la expansión y el mantenimiento puede ser afectada negativamente, lo que materialmente afectan negativamente a la ejecución de nuestra estrategia de crecimiento, en particular proyectos de gran escala tales como la

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construcción de la nueva central nuclear , Angra III, el desarrollo del complejo hidroeléctrica de Belo Monte y la continua construcción de la Jirau y Santo Antônio plantas hidroeléctricas.

Caso muchos de nuestros activos sean considerarados activos dedicados a proveer un servicio público esencial, que no estaría disponibles para la liquidación en caso de quiebra y no puedan ser sujetos a embargo para asegurar un juicio. El 9 de febrero de 2005, el Gobierno brasileño promulgó la Ley N º 11.101, o la Nueva Ley de Quiebras. La Nueva Ley Concursal, que entró en vigor el 9 de junio de 2005, regula la recuperación judicial, la recuperación de las ejecuciones extrajudiciales y los procedimientos de liquidación y sustituye el procedimiento de reorganización de la deuda judicial conocido como concordata (Reorganización) para la recuperación judicial y extrajudicial de recuperación. La Nueva Ley Concursal establece que sus disposiciones no se aplican a las empresas de capital estatal y de propiedad mixta (como Eletrobras). Sin embargo, la Constitución Federal establece que las empresas de capital mixto, como Eletrobras, que operan un negocio comercial, estarán sujetas al régimen jurídico aplicable a las empresas privadas en el respeto de los derechos civiles, comerciales, laborales y fiscales. En consecuencia, no está claro si las disposiciones relativas a la recuperación judicial y extrajudicial y los procedimientos de liquidación de la Nueva Ley de Quiebras que se aplican a nosotros. Para una descripción más detallada acerca de la Nueva Ley de Quiebras, por favor consulte la sección "Artículo 4.B, Descripción-El negocio de los efectos de la Nueva Ley de Quiebras de nosotros." Creemos que una parte sustancial de nuestros activos, incluyendo a nuestros activos de generación, nuestra red de transmisión y nuestra red de distribución limitada, se considerará por los tribunales brasileños para ser relacionados con la prestación de un servicio público esencial. En consecuencia, estos activos no estarían disponibles para la liquidación en caso de quiebra o estén disponibles para la conexión a asegurar un juicio. En cualquier caso, estos activos se revertirán al Gobierno del Brasil de conformidad con la legislación brasileña y los términos de nuestros contratos de concesión. Aunque el Gobierno del Brasil, en tales circunstancias se tiene la obligación de compensar a nosotros con respecto a la reversión de estos activos, no podemos asegurar que el nivel de la compensación recibida sería igual al valor de mercado de los activos y, en consecuencia, nuestro sistema financiero condiciones y resultados de operación podrían verse afectados. Podemos ser responsabilizados en el caso de un accidente nuclear en que esté involucrada nuestra filial de Eletrobras Eletronuclear. Nuestra filial Eletronuclear, como operador de dos plantas de energía nuclear, está sujeto a la responsabilidad objetiva en la legislación brasileña por daños y perjuicios en caso de un accidente nuclear. La Convención de Viena sobre Responsabilidad Civil por Accidentes Nucleares (o la Convención de Viena) se convirtió en obligatorio en todos Brasil en el año 1993. La Convención de Viena establece que un operador de una instalación nuclear, como Eletronuclear, en una jurisdicción que ha adoptado la legislación de aplicación de la Convención de Viena, será estrictamente responsable de los daños en caso de un accidente nuclear (excepto aquellos cubiertos por el seguro). Eletronuclear es regulada por varias agencias federales y estatales. Al 31 de diciembre de 2009, Angra I y Eletronuclear plantas Angra II fueron asegurados por un monto de EE.UU. $ 171 millones en el caso de un accidente nuclear (ver "Artículo 4.B, Descripción del Negocio-generación-centrales nucleares"). No podemos asegurar que esta cobertura será suficiente en caso de un accidente nuclear. En consecuencia, cualquier accidente nuclear puede tener un efecto material adverso en nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Además de la responsabilidad por los daños en caso de un accidente nuclear, Eletronuclear ha adquirido un seguro para cubrir los riesgos operativos, debido a fallas en los equipos posibles, en la cantidad de EE.UU. $ 500 millones para cada unidad. No tenemos fuentes alternativas de suministro para las principales materias primas que nuestras centrales térmicas y nucleares. Nuestras plantas térmicas operan en el carbón y / o petróleo y nuestras centrales nucleares funcionan con uranio procesado. En cada caso, que dependen enteramente de terceros para el suministro de estas materias primas. En el caso de que el suministro de estas materias primas está disponible por cualquier razón, no tenemos fuentes alternativas de suministro y, por tanto, la capacidad de nuestros térmica y / o plantas nucleares, según corresponda, para generar electricidad se vería afectada negativamente. Nuestras empresas de distribución operan bajo condiciones de mercado e históricamente, en conjunto, han incurrido en pérdidas. Nuestras actividades de distribución se llevan a cabo en las regiones norte y noreste del Brasil, Lo que representa 11.0% de nuestra utilidad neta consolidada. Las regiones del norte y noreste del Brasil son las regiones más pobres del país, y sus filiales de distribución de incurrir en una gran cantidad de pérdidas comerciales debidas a conexiones ilegales, así como los niveles relativamente altos de incumplimiento por parte de los consumidores en esas regiones. Históricamente, en conjunto, las filiales de distribución han incurrido en pérdidas que han afectado negativamente a nuestros resultados consolidados. En mayo de 2008, hemos implementado una nueva estructura de gestión de nuestras actividades de distribución. Como resultado, varias medidas han sido tomadas para reducir las pérdidas comerciales, y la renegociación de las deudas de los consumidores en su defecto con nuestras filiales de distribución. Sin embargo, no podemos estar seguros de que estas medidas tendrán éxito, y que las pérdidas sufridas por las filiales de nuestra distribución se reducirá sustancialmente. Tampoco podemos estar seguros de que las condiciones en el mercado donde operan las subsidiarias tesis no se deteriore. Por lo tanto, las filiales de distribución eléctrica de alimentación puede incurrir en pérdidas, y pueden continuar afectando adversamente nuestra condición financiera y los resultados de nuestras operaciones. Podemos incurrir en pérdidas y perder tiempo y dinero defendiendo los litigios pendientes y los procedimientos administrativos. Estamos actualmente parte en numerosos procedimientos judiciales civiles, administrativas, ambientales, laborales y de impuestos presentada en contra de nosotros. Estas afirmaciones implican grandes sumas de dinero y otros recursos. Varios conflictos individuales representan una parte significativa de la cantidad total de las reclamaciones en contra de nosotros. Hemos establecido disposiciones para todos los montos en disputa, que representan una pérdida probable en la vista de nuestros asesores legales y en relación con los conflictos que están cubiertos por las leyes, decretos administrativos, decretos o los fallos judiciales que han tenido resultados favorables. Al 31 de diciembre de 2009, provisto por un importe total agregado de aproximadamente R$ 4.152 millones en el respeto de nuestros procedimientos legales de los cuales R$ 150 millones relacionados con

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créditos fiscales, R$ 2.67 mil millones en relación con las acciones civiles y R$ 1.248 millones relacionados con reivindicaciones laborales. (Ver "Sección 8.A-Estados Financieros Consolidados y otra información del litigio"). En el caso de que las reclamaciones, con un importe de materiales y para los que no tenemos disposiciones se decidiera en contra de nosotros, o en caso de que las pérdidas estimadas llegaran a ser significativamente mayor que las medidas tomadas, el coste total de las decisiones desfavorables podría tener un efecto material adverso en nuestra condición financiera y resultados de operación. Además, nuestra gestión puede ser necesaria para dirigir su tiempo y atención a la defensa de estas demandas, lo que puede que no les permiten centrarse en nuestro negocio principal. Dependiendo del resultado, determinados litigios podrían dar lugar a restricciones en nuestras operaciones y tener un efecto material adverso en algunos de nuestros negocios. Nuestra cobertura de seguro puede ser insuficiente para cubrir posibles pérdidas. Nuestro negocio está generalmente sujeta a una serie de riesgos y peligros, como accidentes industriales, disputas laborales, condiciones geológicas inesperadas, cambios en el entorno normativo, los riesgos ambientales y el clima y otros fenómenos naturales. Además, nosotros y nuestras subsidiarias son responsables ante terceros por daños y perjuicios causados por cualquier falta de servicios de generación, transmisión y distribución. Nuestro seguro cubre sólo una parte de las pérdidas que pudieran incurrir. Mantenemos seguro en las cantidades que creemos que son suficientes para cubrir los daños y perjuicios causados a las plantas al fuego, general de responsabilidad civil por accidentes y riesgos operacionales. Si no somos capaces de renovar nuestras pólizas de seguro de vez en cuando, o pérdida o responsabilidad que se producen otros que no están cubiertos por un seguro que exceden nuestros límites seguros, que podrían ser objeto de importantes pérdidas adicionales inesperados. El juicio no puede ser oponible a los directores o funcionarios. Todos nuestros directores y funcionarios mencionados en este informe anual residen en Brasil. Nosotros, nuestros directores, funcionarios y nuestros miembros del Consejo Fiscal, no se han puesto de acuerdo para aceptar el servicio del proceso en el Estados Unidos. Sustancialmente todos los activos, así como los activos de estas personas, se encuentran en Brasil. Como resultado, puede que no sea posible efectuar la notificación del proceso dentro de los Estados Unidos o otras jurisdicciones fuera de Brasil en estas personas, coloque sus activos, o hacer valer en contra de ellos o de nosotros en los tribunales estadounidenses, o los tribunales de otras jurisdicciones fuera de Brasil , sentencias basadas en las disposiciones de responsabilidad civil de las leyes de valores de los Estados Unidos o las leyes de otras jurisdicciones. Riesgos relacionados con Brasil El Gobierno brasileño ha ejercido y continúa ejerciendo, una influencia significativa sobre la economía brasileña. Condiciones económicas y políticas tienen un impacto directo en nuestros negocios, condición financiera, resultados de operaciones y perspectivas. La economía brasileña se ha caracterizado por la importante participación del Gobierno brasileño, que a menudo los cambios monetaria, crediticia y otras políticas para influir en BrasilEconomía 's. Las medidas del Gobierno brasileño para controlar la inflación y las políticas de otros efectos han traído consigo los salarios y los controles de precios, la depreciación del real, Los controles sobre las remesas de fondos al extranjero, la intervención del Banco Central para afectar las tasas de interés base y otras medidas. No tenemos control sobre ellos, y no se puede predecir, ¿qué medidas o políticas del gobierno brasileño puede tomar en el futuro. Nuestro negocio, situación financiera, resultados de operaciones y las perspectivas pueden ser afectados negativamente por los cambios en las políticas del Gobierno brasileño, así como los factores generales, incluyendo, sin limitación: •

Crecimiento económico de Brasil;

•

la inflación;

•

las tasas de interés;

•

variaciones en los tipos de cambio;

•

políticas de control de cambio;

•

liquidez de la capital nacional y los mercados de crédito;

•

la política fiscal y cambios en las leyes fiscales, y

•

otras políticas, las políticas diplomáticas, económicas y sociales o la evolución o que afecten Brasil.

Los cambios o las incertidumbres sobre la aplicación de las políticas mencionadas anteriormente pueden contribuir a la incertidumbre económica en Brasil, Lo que aumenta la volatilidad del mercado de valores brasileño y el valor de los títulos brasileños negociados en el exterior. La estabilidad de la moneda brasileña se ve afectada por su relación con el dólar de EE.UU., la inflación y la política del gobierno brasileño con relación a los tipos de cambio. Nuestro negocio podría verse afectado negativamente por la repetición de la volatilidad que afectan a nuestra moneda extranjera vinculados-por cobrar y obligaciones. La moneda brasileña ha experimentado un alto grado de volatilidad en el pasado. El Gobierno brasileño ha puesto en marcha varios planes económicos, y ha utilizado una amplia gama de mecanismos de moneda extranjera de control, incluyendo la devaluación repentina devaluación periódica pequeños en los que la incidencia de los cambios varía de diario a los sistemas de mes, de cambio flotantes del mercado, controles de cambio y en paralelo mercado cambiario. De vez en cuando, se produjo un importante grado de fluctuación entre el dólar de EE.UU. y Brasil el real y otras monedas. El 31 de diciembre de 2009, el tipo de cambio entre el real y el dólar fue de $ 1.7412 a 1.00 dólares EE.UU.. La real no puede mantener su valor actual o el Gobierno brasileño puede aplicar mecanismos de control de divisas extranjeras. Cualquier interferencia gubernamental con el tipo de cambio, o la implementación de mecanismos de control de cambio, podría conducir a una depreciación de la real, Lo que podría reducir el valor de nuestras cuentas por cobrar y hacer que nuestra moneda extranjera vinculados obligaciones más costosas.

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Salvo en el respeto de nuestros ingresos y cuentas por cobrar denominadas en dólares de los EE.UU., la devaluación como material podría afectar adversamente nuestro negocio, operaciones o perspectivas. El 31 de diciembre de 2009, aproximadamente 86.5% de nuestra deuda consolidada, que ascendieron a R$23.257 millones, fue denominada en moneda extranjera, de los cuales R$ 22.327 millones (o aproximadamente el 96%) estaba denominada en dólares de los EE.UU., y aproximadamente R$ 18. 140 millones de tales endeudamiento externo, o el 78,0% de dicha deuda externa en relación con la deuda de Itaipú. La inflación y las medidas del Gobierno brasileño para frenar la inflación, puede contribuir significativamente a la incertidumbre económica en Brasil y materialmente afectar negativamente nuestros resultados de operación. Brasil históricamente ha experimentado altas tasas de inflación. La inflación y algunas de las medidas del Gobierno de Brasil ha tomado en un intento de frenar la inflación han tenido efectos negativos significativos sobre la economía brasileña en general. Desde la introducción de la real en 1994, Brasil tasa de la inflación ha sido sustancialmente menor que en períodos anteriores. Sin embargo, las presiones inflacionarias persisten, y las políticas adoptadas para contener las presiones inflacionarias y la incertidumbre acerca de la posible intervención del gobierno futuro han contribuido a la incertidumbre económica. Brasil pueden experimentar altos niveles de inflación en el futuro. Las presiones inflacionarias de costos puede llevar a una intervención adicional del gobierno, incluyendo la introducción de políticas que podrían afectar adversamente nuestras operaciones, situación financiera, resultados de operaciones y perspectivas. El valor de mercado de valores emitidos por empresas brasileñas se ve influenciada por la percepción de riesgo en Brasil y por el riesgo de otras economías emergentes. Los eventos adversos en la economía brasileña y en las condiciones del mercado de otros mercados emergentes, especialmente en América Latina, Puede afectar negativamente a los precios del mercado de valores emitidos por empresas brasileñas. Incluso si las condiciones económicas en estos países difieren considerablemente de las condiciones económicas que prevalecen en Brasil, Reacciones de los inversionistas a los acontecimientos en esos países pueden tener un efecto negativo en los precios del mercado de valores de emisores brasileños. Crisis en otros países emergentes pueden reducir la demanda de los inversores de valores de emisores brasileños, incluidos los valores emitidos por nosotros. Esto puede afectar negativamente al precio de mercado de nuestras acciones. Además, se puede hacer más difícil para nosotros acceder a los mercados internacionales de capital y obtener financiamiento en condiciones aceptables en el futuro. La economía brasileña también se ve afectada por las condiciones generales de la economía mundial, en particular los de los Estados Unidos. Por ejemplo, los precios de las acciones de la BM & FBOVESPA históricamente han sido vulnerables a las fluctuaciones de los tipos de interés en el Estados Unidos, así como a las fluctuaciones de las principales índices bursátiles de los EEUU. Estos factores podrían afectar el precio de cotización de nuestras acciones ordinarias y preferentess y ADS, y podría hacer más difícil para nosotros acceder a los mercados de capital y financiar sus operaciones futuras. Riesgos relacionados con la industria de energía de Brasil No podemos predecir si la constitucionalidad de la Ley Reguladora de la Electricidad se respetarán, y si no es así, es posible que se enfrentan tanto a la incertidumbre y los costos para realinear nuestro negocio. En 2004, el Gobierno brasileño promulgó la Ley Reguladora de Electricidad, una pieza de gran alcance de la legislación que establece el marco para la regulación del sector eléctrico en Brasil. Entre otros cambios, la nueva legislación determina (i) modificación de las normas relativas a la compra y venta de energía eléctrica entre las empresas de generación y distribución, (ii) las nuevas reglas para la subasta de las empresas de generación, (iii) la creación de la Energía Eléctrica Cámara de comercialización ("CCEE") y los nuevos cuerpos de las divisiones, y (iv) las modificaciones a las responsabilidades del Ministerio de Energía y Minas y la ANEEL. Hemos alineado nuestro negocio en este marco. Sin embargo, la constitucionalidad de la Ley Reguladora de la Electricidad está siendo cuestionada en la Corte Suprema de Brasil. La Corte Suprema aún no ha emitido una decisión definitiva, en este caso a pesar de que recientemente acordó denegar una solicitud de suspensión de la eficacia de la Ley Reguladora de Electricidad, mientras que el desafío está pendiente. Si el Tribunal Supremo considerara que la Ley Reguladora de la Electricidad es inconstitucional, esto daría lugar a una incertidumbre significativa en Brasil En cuanto al marco normativo adecuado para el sector eléctrico, los cuales podrían afectar negativamente el funcionamiento de nuestro negocio. Por otra parte, no tenemos ninguna manera de predecir las condiciones de un marco alternativo para la regulación de la electricidad en Brasil. Que probablemente se enfrentan a costos para realinear nuestro negocio para satisfacer las necesidades de cualquier marco de este tipo, que materialmente afectan negativamente nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Podríamos ser penalizados por la ANEEL por no cumplir con los términos de nuestros acuerdos de concesión y que no se recupere el valor total de nuestra inversión en el caso de que cualquiera de nuestros acuerdos de concesión se termina. Llevamos a cabo nuestra generación, transmisión y distribución de acuerdo con los contratos de concesión con el gobierno brasileño a través de la ANEEL. La duración de dichas concesiones varían de 30 a 35 años. ANEEL podrá imponer sanciones sobre nosotros en caso de que no somos capaces de cumplir con cualquier disposición de nuestros contratos de concesión. Dependiendo de la magnitud del incumplimiento, las sanciones pueden incluir multas considerables (en algunos casos hasta dos por ciento de nuestros ingresos brutos en el año fiscal inmediatamente anterior a la evaluación) y las restricciones sobre nuestras operaciones. Por ejemplo, el 22 de mayo de 2010, nuestra filial de Eletrobras Furnas recibió una multa de $53,700 dólares de la ANEEL, como resultado de la ANEEL para determinar que había dos fallos en el sistema de protección de la Itaberá y subestaciones Ivaiporã, lo que llevó a cortes de energía y la interrupción en la generación de 10 de noviembre de 2009. ANEEL también puede terminar sus concesiones antes de su fecha de vencimiento en el caso de que no somos capaces de cumplir con sus disposiciones, se declaró en

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quiebra o se disuelven, o en caso de que la ANEEL determina que la conclusión sería servir al interés público (ver "Sección 4 . B, Descripción del Negocio-Generation-Concesiones "). Al 31 de diciembre de 2009, creemos que cumplían con todos los términos de nuestros contratos de concesión. Sin embargo, no podemos asegurarle que no será penalizado por la ANEEL un incumplimiento futuro de nuestros contratos de concesión o que las concesiones no sean revocadas en el futuro. En el caso de que se ANEEL para terminar cualquiera de nuestras concesiones antes de su fecha de vencimiento, la compensación que se recuperan de la parte no amortizada de la inversión puede no ser suficiente para nosotros para recuperar el valor total de nuestra inversión y, en consecuencia, podría tener un efecto adverso en nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Estamos sujetos a las leyes de seguridad, salud y medio ambiente y regulaciones que pueden ser más estrictas en el futuro y pueden dar lugar a un aumento de los pasivos y el aumento de los gastos de capital. Nuestras operaciones están sujetas a los generales federales, la legislación sobre seguridad, salud y medio ambiente estatales y locales, así como la supervisión de las agencias del Gobierno de Brasil que son responsables de la aplicación de dichas leyes. Entre otras cosas, estas leyes nos obligan a obtener las licencias ambientales para la construcción de nuevas instalaciones o la instalación y operación de nuevos equipos necesarios para nuestro negocio. Las reglas son complejas y pueden cambiar con el tiempo, por lo que nuestra capacidad de cumplir con los requisitos aplicables más difícil o incluso imposible, lo que impide nuestra generación continua o futuros, operaciones de distribución y transmisión. Por ejemplo, el Ministerio de Medio Ambiente nos requiere para cumplir con 33 pasos relacionados con la salud y la seguridad y el medio ambiente con el fin de obtener un permiso para el funcionamiento de nuestro Proyecto del Río Madeira. Vemos creciente para la salud y seguridad como una tendencia en nuestra industria. Por otra parte, los particulares, las organizaciones no gubernamentales y el público tienen ciertos derechos a interponer un recurso judicial para obtener medidas cautelares para suspender o cancelar el proceso de licenciamiento. Además, las agencias del gobierno brasileño podría tomar acción legal contra nosotros por el hecho de no cumplir con las leyes aplicables. Las medidas coercitivas que pueden incluir, entre otras cosas, la imposición de multas, revocación de licencias y la suspensión de las operaciones. Tales fallas pueden resultar en responsabilidad penal, independientemente de nuestra estricta responsabilidad para llevar a cabo la remediación ambiental y para indemnizar a terceros por daños ambientales. No puede predecir con exactitud el efecto que el cumplimiento de las regulaciones mejora ambiental, de salud o de seguridad puede tener en nuestro negocio. Si no obtener los permisos apropiados, nuestra estrategia de crecimiento se vea seriamente comprometida, lo que materialmente puede repercutir negativamente en los resultados de nuestras operaciones y nuestra condición financiera. Las regulaciones ambientales nos obligan a realizar estudios de impacto ambiental en proyectos de futuro y obtener los permisos reglamentarios. Debemos llevar a cabo estudios de impacto ambiental y obtener los permisos reglamentarios para nuestros proyectos actuales y futuros. No podemos asegurar que estos estudios de impacto ambiental será aprobada por el Gobierno brasileño, que la oposición pública no darán lugar a retrasos o modificaciones de cualquier proyecto o que las leyes o regulaciones no va a cambiar o ser interpretadas de manera que podrían afectar adversamente nuestras operaciones o planes para los proyectos en los que tenemos una inversión. Creemos que la preocupación por la protección del medio ambiente es una tendencia creciente en la industria. Los cambios en las regulaciones ambientales, o los cambios en la política de aplicación de la legislación ambiental vigente, material podría afectar adversamente nuestros resultados de operaciones y nuestra condición financiera, retrasando la ejecución de proyectos de electricidad, el aumento de los costos de expansión, o someternos a multas reglamentarias para incumplimiento de la normativa ambiental. Estamos afectados por las condiciones hidrológicas y nuestros resultados de operación podrían verse afectados. Condiciones hidrológicas podrían afectar adversamente nuestras operaciones. Por ejemplo, las condiciones hidrológicas que se traducen en una baja oferta de electricidad en Brasil podría causar, entre otras cosas, la ejecución de programas amplios de electricidad de conservación, incluyendo reducciones obligatorias en la generación de electricidad o el consumo. El período más reciente de las precipitaciones muy bajas en gran parte de Brasil fue en los años inmediatamente anteriores a 2001, y como resultado, el gobierno brasileño instituyó un programa para reducir el consumo de electricidad a partir de 1 junio 2001 a 28 febrero 2002. Una repetición de las desfavorables condiciones hidrológicas que se traducen en una reducción del suministro de electricidad al mercado brasileño podría causar, entre otras cosas, la ejecución de programas amplios de electricidad de conservación, incluyendo reducciones obligatorias en el consumo de electricidad. Es posible que los períodos prolongados de escasez de lluvia podría afectar adversamente nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones en el futuro. Nuestra capacidad de generación también podría verse afectada por situaciones tales como inundaciones que podrían dañar nuestras instalaciones. Esto a su vez puede afectar adversamente nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Construcción, ampliación y operación de nuestra generación, transmisión y distribución de las instalaciones y equipos implican riesgos significativos que podrían conducir a la pérdida de ingresos o aumento de gastos. La construcción, ampliación y operación de instalaciones y equipos para la generación, transmisión y distribución de electricidad implica muchos riesgos, incluyendo: •

la imposibilidad de obtener los permisos gubernamentales necesarios y las aprobaciones;

•

la falta de disponibilidad de los equipos;

•

interrupciones en el suministro;

•

paros laborales;

•

conflictividad laboral;

•

malestar social;

•

interrupciones por el clima y las condiciones hidrológicas;

•

ingeniería de imprevistos y problemas ambientales;

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•

aumento de las pérdidas de electricidad, incluidas las pérdidas técnicas y comerciales;

•

construcción y operación retrasos o excesos no previstos de costes, y

•

la falta de financiación adecuada.

Si experimenta alguno de estos o otros problemas, no podemos ser capaces de generar, transmitir y distribuir electricidad en cantidades consistentes con nuestras proyecciones, que pueden tener un efecto material adverso en nuestra condición financiera y resultados de las operaciones. Somos estrictamente responsables por los daños y perjuicios resultantes de suministro inadecuado de electricidad a las empresas distribuidoras, y nuestras pólizas de seguro contratadas pueden no cubrir tales daños. Bajo la ley brasileña, que son estrictamente responsables de daños directos e indirectos derivados de la insuficiente oferta de energía eléctrica a las empresas de distribución, tales como interrupciones bruscas o alteraciones derivadas de la generación, distribución o transmisión. En consecuencia, puede ser responsable por dichos daños, incluso si no tenían la culpa. Como resultado de la incertidumbre inherente en estas materias, no mantenemos ninguna disposición en relación a posibles daños, y estas interrupciones o alteraciones no cubiertos por las pólizas de seguros o nuestro puede exceder los límites de cobertura de dichas políticas. En consecuencia, si se encuentran obligados a pagar daños y perjuicios en una cantidad de material, nuestra condición financiera y resultados de las operaciones sería materialmente afectados negativamente en mayor medida que los reclamos en los que se han registrado provisiones. No tenemos un historial establecido de preparación los estados financieros segun EE.UU. GAAP y de la falta de una profunda experiencia interna en EE.UU. GAAP. Históricamente, los estados financieros han sido preparados de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil, las normas contables emitidas por lo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (Instituto Brasileño de Auditores Independientes) y las normas y procedimientos de la CVM. No tenemos datos de EE.UU. GAAP para períodos anteriores al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2004. Como resultado, en la actualidad carecen de una profunda experiencia interna con GAAP de EE.UU.. A la fecha de este informe anual, se utiliza una firma de consultoría de terceros para ayudarnos en la preparación de estados financieros GAAP de EE.UU.. Si no somos capaces de desarrollar esta experiencia internamente oa través de contrataciones externas, que pueden tener dificultades en ciertas áreas, tales como hacer las evaluaciones requeridas por GAAP de EE.UU. en la consolidación de los resultados de nuestras subsidiarias operativas. Nuestra incapacidad para presentar este informe anual hasta junio de 2011 está relacionado con nuestra falta de experiencia EE.UU. GAAP. Tenemos la intención de, en futuros informes anuales en el Formulario 20-F, que incluyen los estados financieros preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, o IFRS. Si no somos capaces de formar, contratar y retener al personal adecuado, nuestra capacidad de preparar las declaraciones financieras GAAP de EE.UU. de una manera coherente y oportuna podría estar en peligro. Riesgos relacionados con nuestras acciones y ADSs Si usted posee acciones preferentess, tendrá derechos de voto muy limitado. De acuerdo con la Ley Societaria brasileña y nuestros estatutos, los titulares de las acciones preferentes, y, por extensión, los titulares de ADSs que los representan, no tienen derecho a voto en las reuniones de nuestros accionistas, excepto en circunstancias muy limitadas. Esto significa, entre otras cosas, que un accionista preferente no tiene derecho a votar en las operaciones corporativas, incluyendo fusiones o consolidaciones con otras compañías. Nuestro accionista principal, que tiene la mayoría de las acciones comunes con derecho a voto y nos controla, por lo tanto en condiciones de aprobar las medidas de la empresa sin la aprobación de los tenedores de acciones preferentes. En consecuencia, una inversión en acciones preferentess no es adecuado para usted si los derechos de voto son una consideración importante en su decisión de inversión. El ejercicio de los derechos de voto con respecto a acciones ordinarias y preferentess implica medidas adicionales de procedimiento. Cuando los titulares de acciones ordinarias con derecho a voto, y en las circunstancias limitadas donde los tenedores de acciones preferentess tienen derecho a voto, los titulares podrán ejercitar los derechos de voto con respecto a las acciones representadas por ADSs únicamente de conformidad con las disposiciones del contrato de depósito en relación a la ADS. No existen disposiciones en la legislación brasileña o en los estatutos sociales que limitan la capacidad de los titulares de ADS de ejercer sus derechos de voto a través del banco depositario con respecto a las acciones subyacentes. Sin embargo, hay limitaciones prácticas de la capacidad de los titulares de ADS de ejercer su derecho al voto debido a los pasos procesales adicionales involucrados en la comunicación con los titulares de tales. Por ejemplo, los tenedores de nuestras acciones recibirá una notificación directamente de nosotros y que estará en condiciones de ejercer sus derechos de voto por cualquiera de las asistentes a la reunión en persona o por delegación de voto. Los tenedores de ADS, en cambio, no recibirá una notificación directamente de nosotros. Más bien, de acuerdo con el contrato de depósito, le daremos el aviso al banco depositario, el cual a su vez, tan pronto como sea posible después de éste, por correo a los tenedores de ADS de la notificación de tal reunión y una declaración en cuanto a la forma en que las instrucciones puede ser dada por los titulares. Para el ejercicio de sus derechos de voto, los titulares de ADS debe instruir al banco depositario de cómo votar sus acciones. Debido a este paso adicional de procedimiento la participación del banco depositario, el proceso para el ejercicio de los derechos de voto tendrá más tiempo para que los tenedores de ADS que para los titulares de las acciones. ADSs para que el banco depositario no recibe instrucciones oportunas voto no será sometida a votación en cualquier reunión. Si emitimos nuevas acciones o de los accionistas vender sus acciones en el futuro, el precio de mercado de sus ADSs puede ser reducida. Las ventas de un número importante de acciones, o la creencia de que esto puede ocurrir, podría disminuir el precio de mercado de nuestras acciones ordinarias y preferentess y ADS mediante la dilución de valor de las acciones. Si emitimos nuevas acciones o de los accionistas existentes vender acciones que posean, al precio de mercado de nuestras acciones comunes y preferentess, y de los ADSs, puede disminuir significativamente. Dichas

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emisiones y las ventas también se podría hacer más difícil para nosotros, la emisión de acciones o ADSs en el futuro en un momento y un precio que considere oportunos y para que usted pueda vender sus valores por encima del precio que pagó por ellos. Los controles de cambio y las restricciones a las remesas al exterior pueden afectar negativamente a los tenedores de ADSs. Usted puede verse afectado negativamente por la imposición de restricciones al envío a los inversores extranjeros de los ingresos de sus inversiones en Brasil y la conversión de reales en moneda extranjera. El Gobierno brasileño impuso restricciones a las remesas durante aproximadamente tres meses a finales de 1989 y principios de 1990. Restricciones como éstas dificultan o impiden la conversión de los dividendos, distribuciones o el producto de la venta de nuestras acciones, como el caso, de reales en dólares de los EE.UU. y el envío de los dólares de EE.UU. en el extranjero. No podemos asegurar que el Gobierno brasileño no tomará medidas similares en el futuro. El intercambio de ADSs de las acciones subyacentes pueden tener consecuencias desfavorables. Como titular de la ADS, que se benefician de el certificado electrónico de registro de capital extranjero obtenido por el custodio de nuestras acciones preferentess subyacentes a las ADS en Brasil, que permite el custodio de convertir los dividendos y otras distribuciones con respecto a las acciones preferentess en la no-moneda brasileña y remitir los fondos en el extranjero. Si usted entrega sus ADSs y retirar las acciones preferentes, que tendrá derecho a seguir confiando en el certificado electrónico del custodio del registro de capital extranjero por sólo cinco días hábiles a partir de la fecha de retirada. Posteriormente, tras la disposición de o distribuciones relacionadas con las acciones preferentes a menos que obtenga su propio certificado electrónico de registro de capital extranjero o que califican bajo las regulaciones de Brasil la inversión extranjera que dan derecho a algunos inversores extranjeros a comprar y vender acciones en las bolsas de valores de Brasil, sin obtener por separado certificados eletronico de registro de capital extranjero que no sería capaz de transferir al exterior sin moneda brasileña. Además, si usted no califica bajo la regulación de las inversiones extranjeras por lo general, serán objeto de un trato fiscal menos favorable de los dividendos y distribuciones, y el producto de cualquier venta de nuestras acciones preferentess. Si intenta obtener su propio certificado electrónico de registro de capital extranjero, puede incurrir en gastos o sufrir retrasos en el proceso de solicitud, lo que podría retrasar su capacidad de recibir dividendos o distribuciones relacionadas con nuestras acciones preferentess o el retorno de su capital en el momento oportuno. Certificado electrónico del depositario de registro de capital extranjero también pueden verse afectados por cambios legislativos futuros. Usted puede recibir pagos de dividendo en caso de reducción de nuestros ingresos netos si no llega a ciertos niveles. Bajo la Ley Corporativa y nuestros estatutos sociales, debemos prestar a nuestros accionistas una distribución obligatoria equivalente al menos al 25% de nuestros ingresos netos ajustados para el año fiscal anterior, con los titulares de acciones preferentess con prioridad de pago. Nuestros estatutos nos obligan a pagar a los titulares de acciones preferentess dividendos anuales igual a la mayor de 8% (en el caso de nuestra clase "A" de acciones preferentes (suscrito el 23 de junio de 1969) y el 6% (en el caso de nuestra clase "B" de acciones preferentes (suscrito el 24 de junio de 1969)), calculada en función de la porción de capital de cada tipo y clase de acciones. El dividendo mínimo prioridad pagar a los tenedores de acciones preferentess se debe pagar cada vez que hay una el beneficio neto o, en caso de pérdidas en ese año, cada vez que una reserva de utilidades está disponible. Si el resultado neto es negativo o insuficiente en un año fiscal, nuestra gestión puede recomendar en la reunión anual de accionistas en relación con ese año que el pago del dividendo obligatorio no se deben hacer. Es posible que no pueda ejercer sus derechos de preferencia con respecto a las acciones ordinarias o preferentess. Puede que no sea capaz de ejercer los derechos preferentes en relación con las acciones ordinarias o preferentess subyacentes sus ADSs a menos que una declaración de registro bajo la United States Securities Act de 1933, según enmendada, o la Ley de Valores, es eficaz con respecto a los derechos o una exención de los requisitos de registro de la Ley de Valores. No estamos obligados a presentar una declaración de registro con respecto a las acciones en relación con estos derechos de suscripción preferente, y no podemos asegurar que vamos a presentar cualquier declaración de registro. A menos que una declaración de registro o una exención de registro aplicable, puede recibir sólo los ingresos netos de la venta de su derecho de preferencia por el depositario o, si el derecho de suscripción preferente no se puede vender, van a ser el momento oportuno y en consecuencia su propiedad de posición en relación con las acciones ordinarias o preferentess se diluye. Cambios en las leyes fiscales de Brasil puede tener un impacto adverso sobre los impuestos aplicables a la disposición de nuestras acciones o ADSs. Ley N º 10.833 del 29 de diciembre de 2003 establece que la disposición de los activos localizados en Brasil por un no residente, ya sea a un residente brasileño o un residente no está sujeta a tributación en Brasil, Independientemente de la disposición se produce fuera o dentro de Brasil. Esta disposición tiene por efecto la imposición de impuestos sobre la renta sobre las ganancias derivadas de una disposición de nuestras acciones ordinarias o preferentess por un no residente de Brasil a otro no residente de Brasil. No existe una orientación judicial en cuanto a la aplicación de la Ley N º 10.833 del 29 de diciembre de 2003 y, en consecuencia, no podemos predecir si los tribunales brasileños pueden decidir que se aplica a las disposiciones de nuestros ADSs entre los no residentes de Brasil. Sin embargo, en el caso de que la disposición de activos es interpretado para incluir una disposición de ADS, la ley de impuestos de acuerdo daría lugar a la imposición de retenciones a cuenta sobre la disposición de ADSs por un no residente Brasil a otro no residente de Brasil. Porque cualquier ganancia o pérdida reconocida por un tenedor de los EE.UU. (como se define en el "Punto 10.E, Impuestos-Material Federal de Estados Unidos Consecuencias Impuesto sobre la Renta") será tratada generalmente como una ganancia o pérdida de fuente de los EE.UU. a menos que dicho crédito puede ser aplicado (sujeto a las limitaciones pertinentes) en contra de impuesto sobre la renta otros tratados como derivados de fuentes extranjeras, como Titular de EE.UU. no sería capaz de utilizar el crédito fiscal extranjero que surjan de cualquier impuesto brasileño impuso sobre la disposición de nuestras acciones ordinarias o preferentess o ADSs.

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TEMA 4.

INFORMACIÓN DE LA COMPAÑÍA

Información general Directamente ya través de nuestras filiales, estamos involucrados en la generación, transmisión y distribución de electricidad en Brasil. Al 31 de diciembre de 2009, que controlan aproximadamente el 37,0% de la capacidad de generación de energía instalada en Brasil. A través de nuestras filiales, que también son responsables de aproximadamente el 61,0% de la capacidad de transmisión instalada por encima de 230 kV en Brasil. Nuestros ingresos principalmente provienen de: •

la generación de electricidad y su venta a las empresas distribuidoras de electricidad y consumidores libres;

•

la transmisión de electricidad en nombre de los concesionarios de electricidad por otros medios;

•

la distribución de electricidad a consumidores finales, y

•

los ingresos financieros derivados del pago de servicio de la deuda recibida de Itaipú.

Para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, derivado del 76,5%, 16,6% y el 6,9% de nuestra facturación neta de nuestra generación, transmisión y distribución en las empresas, respectivamente. Para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009, nuestros ingresos netos fueron de R$ 25.408l millones, en comparación con R$ 28.968 millones y de R$ 24.270 millones en 2008 y 2007, respectivamente. A. Historia y Desarrollo General Que se establecieron el 11 de junio de 1962 como una empresa de capital mixto con responsabilidad limitada y de duración ilimitada. Estamos sujetos a la Ley de Sociedades por Acciones. Nuestras oficinas ejecutivas están localizadas en la Avenida Presidente Vargas, 409, Piso 13, Edificio Herm. Stolz, CEP 20071-003 Río de Janeiro, RJ, Brasil. Nuestro teléfono es el +55 21 2514 6331. Nuestra razón social es Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras y nuestro nombre comercial es Eletrobras. Gastos de capital Nuestro gasto de capital en 2009, 2008 y 2007 fue de R$ 4.391.5 millones, R$ 3.877.6 millones y R$ 3.104.3 millones, respectivamente. La siguiente tabla muestra los gastos de capital con respecto a las actividades de generación, transmisión y distribución.

Año terminado 31 de diciembre de

Generación

2009 .............................................................................................................................. 2.301.3 2008 .............................................................................................................................. 2.018.8 2007 .............................................................................................................................. 1.284.3 (1)

Medio ambiente, investigación y infraestructura.

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Transmisión 1.275.5 1.189.9 1.287.9

Distribución 5.18.3 383.8 331.8

Otros (1) 2.96.4 285.2 200.3

Total 4.391.5 3.877.6 3.104.3

La siguiente tabla muestra los gastos de capital en función de proyectos específicos en los mismos períodos.

Principales proyectos de gastos de capital

2009

31 de diciembre, 2008 2007 (R $ millones)

Generación Actualización de HPU Eletrobras Furnas - Furnas ........................................................................................................39.8 Actualización de HPU Luiz Carlos Barreto - Furnas .................................................................................................... 101.9 TPU Santa Cruz - Furnas .............................................................................................................................................. 0.002 Angra I, II y III - Eletrobras Eletronuclear .................................................................................................................... TPU Camaçari - Eletrobras Chesf ................................................................................................................................. 0.012 Expansión HPU Tucuruí Primero / Segundo Fases - Eletrobrás Eletronorte................................................................. 9.7 Riego de los lotes en Itaparica....................................................................................................................................... 145.8 Riego de los lotes a Luiz Gonzaga Powerplant - Chesf................................................................................................. -

61.4 73.2 3.1 283.6 0.013 20.4 134.1 -

45.3 92.1 222.3 77.2 109.5

Implementación de Belo Monte Planta Eletronorte............................................................................................. Implementación de HPU Simplício Complejo .................................................................................................... 609.6 Implementación de HPU Batalhas (ex paulistas) ................................................................................................ 213.0 Implementación de TPU Candiota III. ................................................................................................................ 401.4 Implementación de HPU São Bernardo Complejo .............................................................................................. 21.6 Implementación de HPU Passo São João Complejo ........................................................................................... 152.4 Implementación de generadores de vapor de Angra I TPU ................................................................................. 231.5 Implementación de Mauá y sistemas asociados Powerplant .............................................................................. 152.5 Expansión de capacidad de generación térmica en Manaus ................................................................................ 18.0 Otro ..................................................................................................................................................................... 204.1 Total .................................................................................................................................................................... 2,301.3

491.2 95.8 389.6 4.9 124.8 4.6 43.4 92.2 196.5 2,018.8

265.3 18.4 126.8 3.1 27.1 76.4 220.8 1,284.3

Transmisión La mejora del sistema de transmisión RJ / ES..................................................................................................... 81.8 Mejora del sistema de transmisión de SP / MG ................................................................................................... 95.1 La mejora del sistema de transmisión GO / MT / DF .......................................................................................... 37.6 La transmisión de mantenimiento del sistema RJ ................................................................................................ El mantenimiento del sistema de transmisión (Furnas) ....................................................................................... Transmisión Noreste de mantenimiento del sistema ........................................................................................... Implementación del sistema de transmisión de Ouro Preto / Vitória .................................................................. 10.4 Implementación del Sistema de Noreste ............................................................................................................. La mejora del sistema de transmisión del Noreste .............................................................................................. 179.3 Implementación del Sistema de Transmisión del Norte ...................................................................................... 35.9 Ampliación del Sistema de Noreste .................................................................................................................... 138.5 Ampliación del Sistema Sur ................................................................................................................................ 196.7 Ampliación del sistema de transmisión de HPU Tucuruí / MA .......................................................................... Ampliación del sistema de transmisión de AC / RO ...........................................................................................5.5 Sistema de transmisión en Pará / Tucuruí ........................................................................................................... Mato Grosso sistema ........................................................................................................................................... Interconexión Brasil / Uruguai - Rivera .............................................................................................................. Implementación del sistema de transmisión Tijuco Preto Itapeti-noreste - SP .................................................... 15.1 Otro ..................................................................................................................................................................... 479.6 Total .................................................................................................................................................................... 1.275.5

61.5 81.7 24.3 68.6 74.5 153.9 91.5 118.7 153.6 30.7 4.1 14.5 312.3 1.189.9

52.8 28.4 82.8 234.9 61.4 228.1 61.9 128.4 77.2 35.3 296.7 1.287.9

Distribución Programa "Luz para Todos" .............................................................................................................................. 336.2 Otro ..................................................................................................................................................................... 182.1 Total .................................................................................................................................................................... 518.3

208.5 175.3 383.8

224.8 107.0 331.8

29.7 28.1 227.3 285.1 3.877.6

9.0 18.3 173.0 200.3 3.104.3

Otro Calidad del medio ambiente ................................................................................................................................ 41.5 Investigación ....................................................................................................................................................... 17.9 Infraestructura ..................................................................................................................................................... 237.0 Total .................................................................................................................................................................... 296.4 5.190.3 Total ..............................................................................................................................................................................

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B. Descripción del Negocio Estrategia Nuestros objetivos estratégicos principales son lograr un crecimiento sostenido y la rentabilidad, mientras mantenemos nuestra posición como líder en el sector eléctrico brasileño. Con el fin de alcanzar estos objetivos, nuestras estrategias principales son las siguientes: •

ampliar y mejorar la eficiencia en nuestras líneas de negocio de generación, transmisión y distribución. Nuestra empresa ha sido históricamente centrado tanto en nuestras operaciones clave en la generación brasileña de transmisión, y los mercados de distribución y en nuestro antiguo papel como prestamista a terceros, incluyendo la historia de nuestras subsidiarias. Desde el advenimiento de la privatización de nuestra industria, las oportunidades de consolidar nuestro papel como prestamista ha disminuido debido a que muchas de nuestras antiguas filiales fueron privatizadas y que ya no están autorizados a actuar como prestamista a las empresas o cualquier otro tercero. En consecuencia, hemos adoptado una estrategia de centrarse en las operaciones centrales de generación, transmisión y distribución. Esto implica prestando especial atención a la maximización de las oportunidades derivadas del proceso de subasta, establecido en la Ley Reguladora de Electricidad, para la venta de electricidad a las empresas de distribución. Al centrarse en la generación, transmisión y distribución, creemos que seremos capaces de maximizar los beneficios mediante la mejora de la eficiencia de nuestra infraestructura existente y aprovechar las oportunidades derivadas de la nueva infraestructura, tales como unidades de energía nuevas y líneas de transmisión. Nuestro Programa de ACOES Estratégicas Sistema Eletrobrás (Programa Estratégico de Acción o PAE) para el año 2009 - 2012, incluye el objetivo estratégico de la adición de 34.675 MW de capacidad de generación y 10.386 kilometros de líneas de transmisión para el sistema eléctrico interconectado en 2012;

•

con respecto a la distribución, hemos adoptado una estrategia renovada en 2008 para la gestión de las empresas de distribución y están tratando de seguir mejorando su eficiencia operativa;

•

aumentar el valor de nuestra marca por mantener altos estándares de gobierno corporativo, incluyendo la nuestra inclusión en el nivel de la BM & FBOVESPA 1, el registro ante la SEC y el listado en el NYSE. Hemos hecho una lista, al 31 de diciembre de 2009, cumplían con los requisitos de nivel de la BM & FBOVESPA un segmento, el cual establece las normas de gobierno corporativo que deben cumplir (ver "9.C artículo, la oferta y venta de Mercados-" ). Creemos que la mejora de nuestros estándares de gobierno corporativo aún más es un componente clave de nuestros objetivos generales de lograr un crecimiento, rentabilidad y cuota de mercado debido al efecto positivo que estas normas tienen para nuestra marca, tanto a nivel nacional y internacional. Como parte de esto, ya hemos comenzado el proceso de establecer los controles y los procedimientos requeridos por la Ley Sarbanes-Oxley de 2002. Además, se han inscrito para el United Nations Global Compact, el más grande del mundo iniciativa de responsabilidad corporativa, que son miembros del Índice de la BM & FBOVESPA Indice de Sostenibilidad Empresarial ISE y su objetivo es lograr la adhesión del Índice de Sostenibilidad Dow Jones. Creemos que ambos miembros de estas iniciativas y el registro de las organizaciones que se sabe que tienen normas de gobierno que están entre las más estrictas del mundo nos permitirá aumentar significativamente nuestro perfil global. Nuestra PAE incluye el objetivo estratégico de cumplir con las normas de gobierno corporativo del nivel más estrictas dos segmentos de la BM & FBOVESPA en 2012. Nuestro objetivo es construir una empresa competitiva que hace hincapié en la responsabilidad social y ambiental con el desarrollo y la calidad de vida de nuestros empleados. A fin de mantener nuestra cuota de mercado actual, estamos continuamente enfocados en mejorar el rendimiento de nuestras inversiones como por la diversificación de nuestra cartera de inversiones de capital, reestructuración de las filiales y la ampliación de los mercados internacionales, y

•

selectivamente, identificar oportunidades de crecimiento en algunos mercados internacionales. Al 31 de diciembre de 2009, de acuerdo con nuestra PAE, que estaban llevando a cabo estudios de factibilidad para inversiones en los países vecinos que Brasil, Entre otros, Argentina y Perú, Para las centrales hidroeléctricas para generar hasta 18.000 MW y hasta 11.000 km de líneas de transmisión. Nuestro objetivo estratégico es generar nueva energía que se pueden agregar al sistema eléctrico interconectado e integrar ciertos sistemas de energía eléctrica en el Américas. Con el fin de que podamos lograr un crecimiento sostenido, creemos que ciertos mercados internacionales de electricidad ofrecen oportunidades y tenemos la intención de identificar selectivamente las oportunidades de estos mercados para el futuro. Creemos que nuestro registro ante la SEC y el listado en la Bolsa de Nueva York es un componente clave de esta estrategia, debido al efecto positivo que creemos que tendrá en nuestra percepción de los posibles socios comerciales y inversores en el Estados Unidos y en otros lugares.

Generación Nuestra actividad principal es la generación de electricidad. Los ingresos netos (incluyendo los ingresos financieros en la explotación de la empresa) de generación representa el 81,7%, 86,3% y 79,0% de nuestros ingresos totales netos en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente. A través de nuestras filiales y de Itaipú que controlan aproximadamente el 37% de Brasil capacidad instalada total de generación. Incluyendo Itaipú, nuestras plantas de energía generada un 37%, 50.5% y 52.3% de la electricidad total generada en Brasil en 2009, 2008 y 2007, respectivamente.

De conformidad con la Ley N º 5899, de 5 de julio de 1973, y el Decreto 4550, de 27 de diciembre de 2002, Eletrobrás debe vender toda la energía producida por Itaipú para las empresas de distribución en las regiones sur, sureste y medio oeste de Brasil (véase la Sección 5 ", Revisión de Resultados y Perspectivas Principal-Factores que afectan a nuestro desempeño financiero-Itaipú "). Tuvimos una capacidad instalada de 39.453 MW a 31 de diciembre de 2009, 39.402 MW a 31 de diciembre de 2008 y 38.567 MW a 31 de diciembre de 2007. El aumento de la capacidad de estos períodos refleja el crecimiento continuo. Al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre 2008 y 31 de diciembre de 2007, Brasil tenía una capacidad instalada en el sistema eléctrico interconectado de 96.597 MW, 92.495 MW y 89.792 MW, de los cuales aproximadamente el 80%, 81% y el 82% era hidroeléctrica, respectivamente.

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Concesiones Operamos bajo las siguientes concesiones otorgadas por la ANEEL para las empresas de nuestra generación:

Concesiones Eletrobras CGTEE Sao Jeronimo........................ Presidente Médici................. Nutepa .................................. Eletrobras Chesf Funil (1) ............................... Pedra (1)............................... Araras ................................... Curemas ............................... Complejo de Paulo Afonso y Moxotó (Ventas Apolônio) ........................ Sobradinho ........................... Luiz Gonzaga ....................... Boa Esperança...................... Xingó ................................... Camaçari .............................. Eletrobrás Eletronorte Río Acre ............................... Río Branco II........................ Río Branco I ......................... Electrón (TG) ....................... Santana ................................. Río Madeira ......................... Coaracy Nunes ..................... Tucuruí ................................. Samuel ................................. Curuá-Una (2) ...................... Senador Paulo Alfonso Arnon de Mello ............... Eletrobras Eletronuclear (4) Angra I ................................. Angra II ................................ Eletrobras Furnas Corumbá I ............................ Serra da Mesa (5) ................. Furnas .................................. Itumbiara .............................. Marimbondo.........................

Peixoto (Mascarenhas de Morais) ........................... Porto Colômbia .................... Manso .................................. Funil (1) ............................... Estreito ................................. Campos(6) ............................. Santa Cruz ............................ Peixe Angical (7) ................. Baguari (7) ........................... Itaipú (8)

Estado

Tipo de planta

Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul

Instalado Capacidad (MW)

Fin de la concesión

Comenzó a prestar servicio

Térmico Térmico Térmico

20.00 446.00 24.00

07 de julio 2015 07 de julio 2015 07 de julio 2015

04 1953 01 1974 02 1968

Bahía Bahía Ceará Bahía

Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico

30.00 20.00 4.00 3.52

07 de julio 2015 07 de julio 2015 07 de julio 2015 25 de noviembre 2024

03 1962 04 1978 02 1967 01 1957

Bahía Bahía Pernambuco Piauí / Maranhão Sergipe / Alagoas Bahía

Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Térmico

4.280.00 1.050.30 1.479.60 237,30 3.162.00 360.00

02 de octubre 2015 09 de febrero 2022 03 de octubre 2015 10 de octubre 2015 02 de octubre 2015 10 de agosto 2027

01 1955 04 1979 02 1988 01 1970 04 1994 02 1979

Acre Acre Acre Amazonas Amapá Rondônia Amapá Pará Rondônia Pará

Térmico Térmico Térmico Térmico Térmico Térmico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico

45.49 32.75 18.65 121,11 178,10 119.35 76.95 8.370.00 216,75 30.30

Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido 08 de julio 2015 11 de julio 2024 14 de septiembre 2029 27 de julio 2028

Roraima

Térmico

85.92

Indefinido

Río de Janeiro Río de Janeiro

Nuclear Nuclear

657.00 1.350.00

Goiás Goiás Minas Gerais Minas Gerais São Paulo

Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico

375.00 1.275.00 1.216.00 2.082.00 1.440.00

29 de noviembre 2014 07 de mayo 2011 07 de julio 2015 26 de febrero 2020 07 de marzo 2017

04 1997 04 1998 03 1963 02 1980 04 1975

Minas Gerais Minas Gerais Mato Grosso Río de Janeiro São Paulo Río de Janeiro Río de Janeiro Tocantins Minas Gerais

Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico Térmico Térmico Hidroeléctrico Hidroeléctrico

476.00 320.00 212.00 216.00 1.050.00 30.00 932.00 452.00 140.0

31 de octubre 2023 16 de marzo 2017 09 de febrero 2035 07 de julio 2015 07 de julio 2015 27 de julio 2007 07 de julio 2015 06 de noviembre 2036 08 2041

04 1956 03 1973 10 2000 04 1969 01 1969 04 1968 03 1967 06 2006 10 2009

24

04 1994 04 1981 02 1988 06 2005 01 1993 04 1968 04 1975 04 1984 03 1989 12 2005(3)

Indefinido 01 1985 Indefinido Septiembre 2000

Concesiones Itaipú Binacional .......... Manaus Energia Aparecida ..................... Mauá ............................ Balbina ......................... En construcción Simplício ...................... Batalha ......................... (1) (2) (3) (4)

(5) (6) (7) (8)

Estado

Tipo de planta

Instalado Capacidad (MW)

Fin de la concesión

Comenzó a prestar servicio

Paraná

Hidroeléctrico

14.000.00

Amazonas Amazonas Amazonas

Térmico Térmico Hidroeléctrico

192.00 467.60 250.00

Indefinido Indefinido 01 de marzo 2027

02 1984 04 1973 01 1989

334.00 53.00

08 2041 08 2041

12 2010 05 2011

Río de Janeiro Minas Gerais / Goiás

No es aplicable

-

La aprobación de la renovación de las licencias ambientales de ambos Funil y Pedra se ha solicitado pero las licencias no han sido concedidas. Sin embargo, esto no afecta a las operaciones, ya sea en la planta. Al 31 de diciembre de 2009, Eletronorte no tenía una licencia de explotación en relación con Curuá-Una y estaba operando la planta bajo una autorización temporal concedida por el CEMA. Esta planta fue trasladado de Celpa a Eletronorte en diciembre de 2005 como pago de deudas pendientes por Celpa a Eletronorte relacionados con las ventas de energía. Las plantas nucleares están autorizadas para operar por 40 años a partir de la fecha en que inició sus operaciones. Unos años antes de esta fecha de vencimiento, debido, cada empresa aplica la energía nuclear puede solicitar una prórroga de su permiso respectivo de la CNEN. Con el fin de obtener una extensión, CNEN podrán solicitar la sustitución de algunos equipos. Por ejemplo, en el caso de Angra I, CNEN solicitado la sustitución de un generador de vapor después de nuestra solicitud de prórroga del permiso por 20 años. Espera de la decisión sobre la solicitud de ANEEL Eletrobras Furnas para la renovación del 5 de mayo de 2008. Esta planta no está operativa. Peixe Angical y Baguari son entidades de propósito especial en la que tenemos una participación del 40% y 15%, respectivamente. Itaipú no está sujeta a concesiones (el Tratado de Itaipú expira en 2023). Somos propietarios del 50% de la Itaipú Binacional.

Fuente:fuentes internas. Tipos de plantas Plantas de energía hidroeléctrica representaron el 93,0% de nuestra energía total generada en 2009, frente a 92,1% en 2008 y 93,7% en 2007. También se genera electricidad a través de las plantas térmicas y nucleares. Las centrales térmicas representó el 1,6% de nuestra energía total generada en 2009, frente al 1,8% en 2008 y 1,0% en 2007. Las centrales nucleares representaban el 5,4% de nuestra energía total generada en 2009, frente al 6,1% en 2008 y 5,3% en 2007. La siguiente tabla muestra la cantidad total de electricidad generada en los períodos indicados, medidos en megavatios por hora, desglosados por tipo de planta:

Al 31 de diciembre, 2009

2008

2007

(MWh)

(1)

Tipo de planta: Hidroeléctricas (1) ..................................................................................... 224.511.387 Térmico ...................................................................................................... 3.809.229 Nuclear....................................................................................................... 12.975.088

211.485.963 4.128.403 14.003.775

218.305.510 2.440.890 12.365.398

Total

229.618.141

233.111.798

241.295.704

Incluyendo Itaipú Centrales Hidroeléctricas

Las centrales hidroeléctricas son nuestra fuente más costo-eficiente de la electricidad, aunque la eficiencia depende mucho de factores meteorológicos, tales como el nivel de las precipitaciones. Basándonos en nuestra experiencia con ambos tipos de plantas, creemos que los costos de construcción de centrales hidroeléctricas son mayores que para las centrales térmicas, sin embargo, la vida media útil de las centrales hidroeléctricas es más largo. Usamos nuestra alimentación de energía hidroeléctrica plantas para proporcionar la mayor parte de nuestra electricidad primaria y de respaldo generada durante los períodos pico de demanda. Durante los períodos de rápido cambio en la oferta y la demanda, las centrales hidroeléctricas también proporcionan una mayor flexibilidad en la producción de nuestras otras formas de generación eléctrica, ya que son capaces de aumentar de inmediato (o disminución) de salida de estas fuentes, a diferencia de las instalaciones térmicas o nucleares donde se un lapso de tiempo mientras que la producción se ajusta.

25

Al 31 de diciembre de 2009, de propiedad y operación 29 plantas hidroeléctricas, además, tenemos una participación del 50% en Itaipú, el otro 50% de los cuales es propiedad de una entidad gubernamental de Paraguay y participaciones en los Peixe Angical (40%) y Baguari (15%) las plantas. La ONS es el único responsable de determinar, en un año, la cantidad de electricidad cada una de nuestras plantas deben generar. Al 31 de diciembre de 2009, la capacidad total instalada de nuestras plantas hidroeléctricas fue 39.453 MW (incluyendo el 50% de Itaipú). En las siguientes tablas se expone información con respecto a las plantas hidroeléctricas de nuestra propiedad al 31 de diciembre de 2009 y para el año terminado en esa fecha:

Instalado (1) Capacidad

Asegurado Energía (2)

Comenzó Servicio

(MW) Las centrales hidroeléctricas: Curuá-Una (3) ..................................................................................................................... Peixoto (Mascarenhas de Morais) ....................................................................................... Curemas .............................................................................................................................. Paulo Afonso complejo y Moxotó....................................................................................... Funil (Eletrobras Chesf) ...................................................................................................... Eletrobras Furnas ................................................................................................................ Araras .................................................................................................................................. Funil (Eletrobras Furnas) .................................................................................................... Estreito ................................................................................................................................ Boa Esperança ..................................................................................................................... Porto Colômbia ................................................................................................................... Coaracy Nunes (3)............................................................................................................... Marimbondo ........................................................................................................................ Pedra ................................................................................................................................... Sobradinho .......................................................................................................................... Luiz Gonzaga ...................................................................................................................... Itumbiara ............................................................................................................................. Tucuruí complejo ................................................................................................................ Samuel (3) ........................................................................................................................... Balbina (3) .......................................................................................................................... Xingó .................................................................................................................................. Corumbá I ........................................................................................................................... Serra da Mesa (4) ................................................................................................................ Manso (4) ............................................................................................................................ Peixe Angical (5) ................................................................................................................ Piloto ................................................................................................................................... Baguari (7) .......................................................................................................................... Itaipú (6).............................................................................................................................. (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

30 476 3.520 4.279 30 1.216 4 216 1.050 237.3 320 76.95 1.440 20 1.050 1.479 2.082 8.370 216.75 250 3.162 375 1.275 212 452 2.0 140 14.000

24 295 2 2225 15.50 598 2 121 495 143 185 726 7.20 531 959 1015 4140 2139 209 671 92 271 80 8.577

1956 1957 1957 1962 1963 1967 1969 1969 1970 1973 1975 1975 1978 1979 1979 1980 1984 1989 1989 1994 1997 1998 2000 2006 1949 2009

La capacidad instalada de Itaipú es de 14.000 MW. Itaipú es propiedad a partes iguales Brasil y Paraguay. Energía asegurada es la cantidad máxima por año que cada planta está autorizada a vender en las subastas / suministro al sistema eléctrico interconectado, un monto determinado por el ONS. Toda la energía producida en exceso de energía asegurada se vende en el mercado libre. La Balbina, Curuá Una, Samuel y plantas Coaracy Nunes son parte del sistema aislado y no tiene una restricción de energía asegurada. Somos propietarios de 48.46% de la planta de Serra Mesa y el 70,0% de la planta de Manso. Las cifras de este cuadro se refieren a toda la capacidad / uso de cada planta. Somos propietarios del 40% de la planta PeixeAngical. Las cifras de este cuadro se refieren a toda la capacidad / uso de cada planta. Somos propietarios del 50% de la planta de Itaipú. Las cifras de este cuadro se refieren a toda la capacidad / uso de cada planta. Somos propietarios del 15% de la planta Baguari. Las cifras de este cuadro se refieren a toda la capacidad / uso de cada planta.

26

La siguiente tabla muestra la energía generada por las centrales hidroeléctricas de propiedad de nosotros, la energía asegurada y la utilización operativa real. Hemos convertido la medición de la energía asegurada de MWh por lo que podemos comparar con la energía generada.

Real Operacional Utilización

Generado Energía(1)

Energía aseguró (MWh) Las centrales hidroeléctricas: Funil (Eletrobras Chesf) ................................................................................ Pedra ............................................................................................................. Araras ............................................................................................................ Curemas ........................................................................................................ Paulo Afonso complejo y Moxotó................................................................. Sobradinho .................................................................................................... Luiz Gonzaga ................................................................................................ Boa Esperança ............................................................................................... Xingó ............................................................................................................ Coaracy Nunes (2)......................................................................................... Tucuruí complejo ..........................................................................................

135.780 63.072 17.520 17.520 19.491.000 4.651.560 8.400.840 1.256.680 18.737.640 36.266.400

(%) 102.177 50.680 0.01 11.138 17.110.208 4.255.605 7.925.856 1.379.329 19.104.166 543.449 41.433.235

Energía aseguró Samuel Corumbá I ............................................................................................................................................. Curuá-Una (2) ....................................................................................................................................... Serra da Mesa (3) .................................................................................................................................. Furnas ................................................................................................................................................... Itumbiara ............................................................................................................................................... Marimbondo ......................................................................................................................................... Peixoto (Mascarenhas de Morais) ......................................................................................................... Porto Colômbia ..................................................................................................................................... Manso (3) .............................................................................................................................................. Funil (Eletrobras Furnas) ...................................................................................................................... Estreito .................................................................................................................................................. Peixe Angical (4) .................................................................................................................................. Balbina (2) ............................................................................................................................................

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

Generado Energía(1)

Real Operacional Utilización (%)

910.700 2.057.722 249.986 1.501.504 6.299.714 7.160.018 8.287.679 3.097.153 2.253.052 537.983 1.144.929 4.968.381 866.265 1.593.775

112.4 118.9 52.7 120.3 80.5 130.3 119.8 139.0 95.4 108.0 114.6 91.2 -

55.188

14.875

27.0

126.328.924

132.859.579

Baguari (6) ............................................................................................................................................ Total

(MWh) 746.440 1.830.840 210.240 2.847.876 5.238.480 8.891.400 6.359.760 2.584.200 1.620.600 564.144 1.059.960 4.336.200 949584 -

75.3 80.4 0.0 63.6 87.8 91.5 94.3 110.1 102.0 114.2

95.1 (5)

Excluyendo de Itaipú, que es propiedad en partes iguales por Brasil y Paraguay. La Balbina, Curuá Una-, y las plantas Coaracy Nunes son parte del sistema aislado y no tiene una restricción de energía asegurada. Somos propietarios de 48.46% de la planta de Serra Mesa y el 70,0% de la planta de Manso. Las cifras de este cuadro se refieren a nuestra participación solamente. Somos propietarios del 40% de la planta Peixe Angical. Las cifras de este cuadro se refieren a nuestra participación solamente. Este porcentaje se basa en la utilización de funcionamiento normal. Somos propietarios del 15% de la planta Baguari. Las cifras de este cuadro se refieren a nuestra participación solamente.

Ver "concesiones" para obtener información sobre las centrales hidroeléctricas operadas por Eletrobras Chesf, Eletronorte Eletrobras y Furnas Eletrobras. Utilidades hidroeléctrica en Brasil están obligados a pagar regalías a los estados y municipios brasileños donde se encuentra una planta o en los que la tierra puede haber sido inundados por el embalse de una planta para el uso de los recursos hídricos. Los honorarios son establecidos por cada Estado y / o municipal según sea el caso y se basan en la cantidad de energía generada por cada empresa y se pagan directamente a los estados y municipios. Honorarios de los estados y municipios en los que operamos fueron de R$ 1.806 millones en 2009, en comparación con R$ 1.722 mil millones en 2008 y R $ 1.678 millones en 2007. Estas tasas se registran como gastos de funcionamiento en nuestros estados financieros.

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Durante el año 2007, 2008 y 2009, nuestras subsidiarias, adquirió las concesiones para la construcción de 19 nuevas plantas de energía hidroeléctrica, sobre el que se establece en la siguiente tabla:

Instalado Capacidad (MW) Nuevas plantas: Barra do Rio Chapéu ..................................................................... Passo São João .............................................................................. Mauá ............................................................................................. Dardanelos .................................................................................... Batalha .......................................................................................... Simplício ....................................................................................... São Domingos ............................................................................... Santo Antônio................................................................................ Jirau ............................................................................................... (1)

Inversión (R $ millones)

15 77.1 361 261.0 52.5 337.7 48 315.0 330.0

84.0 310.0 950.0 700.0 619.1 2.199.1 227.0 13.795.5 100.00

Construcción empieza o empezó

Septiembre 2008 Noviembre 2007 2008 2007 2008 2007 08 2009 2008

El servicio comienza (1)

12 2010 12 2010 2011 2011 2011 Noviembre 2010 01 2012 2012 2013

Las fechas estimadas en base a calendario actual.

HPU Simplício y paulistas (Batalha) serán operados sólo por Furnas. Dardanelos serán operados por las filiales Chesf y Eletronorte, en asociación con los socios (ver "-préstamos y financiamiento de actividades, participación en el capital"). Las nuevas plantas otros serán operados exclusivamente por nuestra subsidiaria Eletrobras que no sea la planta de Mauá, que será operado conjuntamente por la subsidiaria de Eletrobrás Eletrosul y de la Companhia Paranaense de Energia SA Eletrosul - Copel, una tercera parte. Tenemos la intención de financiar estas plantas de flujo de caja de las operaciones, y, si es necesario, de la financiación obtenida en los mercados internacionales de capital y / o los organismos multilaterales. Centrales Térmicas Al 31 de diciembre de 2009, de propiedad y operación 15 centrales térmicas. Además, poseemos una participación del 49% en la Serra do Navio planta. Las centrales térmicas son el carbón y el aceite de las unidades de generación de energía. La capacidad total instalada de nuestras plantas térmicas fue 3.069 MW a 31 de diciembre de 2009, en comparación con 3.061 MW a 31 de diciembre de 2008 y 2406 MW a 31 de diciembre de 2007. La siguiente tabla presenta la información acerca de nuestros centrales térmicas al 31 de diciembre de 2009 y para el año que terminó:

La capacidad instalada (MW) Las centrales térmicas: P. Médici (Candiota) .................................................................. S. Jerónimo (Candiota) .............................................................. Nutepa (Candiota)...................................................................... Santa Cruz ................................................................................. Campos ...................................................................................... Camaçari .................................................................................... Electrón...................................................................................... Río Madeira ............................................................................... Santana ...................................................................................... RioBranco I ............................................................................... RioBranco II .............................................................................. Río Acre..................................................................................... Mauá .......................................................................................... Senador Farias Arnon de Mello ................................................. Aparecida ................................................................................... Serra do Navio (2) ..................................................................... Total

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La energía generada (MWh)

Energía aseguró (1) (MWh)

446.00 20.00 24.00 932.00 30.00 346,80 120.00 119,40 178.10 18.60 31.80 45.49 467.60 85.92 192.00 11.40

900.483 44.700 0.0 1.314 0.0 168.35 121.93 74.75 577.719 4 8 39.04 1.846.011 0.0 3.390.47 1.215.00

2.203.140 110.376 53.436 4.344.960 183.960 20.13.048 -

3.069.10

3.809.229

8.908.920

(1) (2)

Energía aseguró sólo se determina en relación con las plantas del sistema eléctrico interconectado, pero no el sistema aislado. La mayoría de nuestras plantas térmicas son parte del sistema aislado. Somos propietarios del 49% de la Serra do Navio planta. Las cifras de este cuadro se refieren a nuestra participación solamente.

En diciembre de 2005, nuestra subsidiaria Eletrobras CGTEE recibió la autorización para iniciar la construcción de una ampliación de la planta de Candiota térmica. Esta ampliación aumentará la capacidad instalada de la planta de Candiota térmica de 350 MW y requerirá una inversión de aproximadamente R$ 939 millones. La construcción de esta ampliación comenzaron en julio de 2006 y la operación comercial se inició en enero de 2011. Cada una de nuestras centrales térmicas de carbón opera y / o aceite. El combustible para las centrales térmicas se entrega por carretera, ferrocarril, tubería o canal, dependiendo de la ubicación de la planta. Aunque no tenemos alternativas, si las fuentes de estas materias primas no están disponibles o poco rentable, tenemos capacidad ociosa en las plantas hidroeléctricas y estamos incrementando nuestra inversión en líneas de transmisión, que una vez completado, nos permitirá compensar parcialmente cualquier interrupción en el suministros. Nosotros no estamos sujetos a la volatilidad del precio con respecto a estas materias primas debido a que el gobierno brasileño y las entidades que controla el Gobierno de Brasil regular los precios, que se fija anualmente. Buscamos para operar las plantas térmicas a un nivel constante, óptima para proporcionar una fuente constante de producción de electricidad. Nuestras plantas térmicas son mucho menos eficientes y tienen significativamente más corta vida útil, que las plantas hidroeléctricas. Incurrimos en gastos brutos de combustible adquirido para la producción de energía de R$ 2.993 millones para el año 2009, en comparación con R$ 3.437 millones para 2008 y R$ 2.272 millones en 2007. Registramos los importes netos de los reembolsos de cuenta CCC. Hemos recuperado una parte sustancial de los costos de las centrales térmicas de operación de exceso, que corresponden a la diferencia entre el costo de una central térmica y el costo de una central hidroeléctrica, a través de reembolsos de conformidad con la Cuenta CCC. El Gobierno brasileño creó la Cuenta CCC en 1973 con el propósito de la creación de reservas financieras para cubrir los costos de la utilización de las plantas de combustibles fósiles, energía térmica, que son más caros de operar que las plantas hidroeléctricas, en la Red Básica y el sistema eléctrico interconectado debe una potencia escasez de crear una necesidad de aumento de la producción de las centrales térmicas. Consumidores a través de empresas distribuidoras de electricidad en Brasil están obligados a contribuir anualmente a la Cuenta de la CCC, que en realidad sirve como un fondo de seguro contra una situación extraordinaria, como la escasez de lluvia, lo que requeriría un mayor uso de centrales térmicas. El monto total de la contribución anual requerido se calcula sobre la base del costo del año en curso de las estimaciones de combustible para todas las plantas térmicas. Cada empresa se asigna una contribución proporcional a la cantidad total basado en las ventas de utilidad pública de la producción total de electricidad durante el año anterior. En 1993, el alcance de la Cuenta CCC se amplió para incluir una porción de los costos de generación térmica de electricidad en áreas aisladas, no integradas las redes en zonas remotas de la Región norte de Brasil. Cada uno de Furnas, Chesf, CGTEE y Eletronorte recibe el reembolso CCC cuenta de sus gastos de centrales térmicas de combustible, reduciendo así los costos de operación de cada una de sus plantas. Nosotros administramos la Cuenta CCC. Los reembolsos de la Cuenta CCC para los gastos de combustible de las centrales térmicas conectadas a la Red Básica se están eliminando gradualmente en conjunción con el desarrollo de un mercado mayorista competitivo. En el caso de una eliminación completa de la Cuenta CCC, vamos a tener que asumir los costes de funcionamiento completo de las plantas térmicas. Para más detalles, véase "El poder de la Industria Brasileña, los cambios regulatorios- Cuenta de Consumo de Combustible". Los reembolsos aumentó a 77% de los costos del combustible en 2009, frente a un rango de 45% - 55% de los costos del combustible en el 2008 y el 72% - 91% en 2007, debido a los efectos de la Ley N ° 12.111, promulgada en 2009, lo que causado algunos cambios en los reembolsos efectuados a través de la Cuenta CCC. Las centrales térmicas en la aisla y no integrada redes están programados para recibir reembolsos por los costos del combustible hasta el 2022. Los siguientes cuadros presentan información relativa al precio pagado y la cantidad de combustible comprado para su uso en las plantas térmicas en los períodos indicados:

Al 31 de diciembre, 2009

2008

2007

(R $ miles) Tipo de combustible Carbón..................................................................................................................... Aceite ligero ............................................................................................................ Petróleo pesado ....................................................................................................... Gas .......................................................................................................................... Uranio .....................................................................................................................

68.445 2.658.571 21.434 3483 241.471

58.335 3.082.049 57.898 68 239.142

75.914 1.984.395 25.713 40 185.980

Total

2.993.405

3.437.492

2.272.042

29

Al 31 de diciembre, 2009 Tipo de combustible Carbón (toneladas) ..................................................................................... 1.227.931 Aceite ligero (litros)...................................................................................606.616.506 Petróleo pesado (toneladas) ....................................................................... 24.512 Gas (m3) .................................................................................................... 4.134.612 De uranio (la cantidad de elementos) ......................................................... 96

2008 1.221.677 778.940.810 35.785 82.943 56

2007 1.844.381 586.038.884 23.425 58.815 88

Plantas nucleares Las centrales nucleares son una fuente de electricidad relativamente costoso para nosotros. El Gobierno brasileño, sin embargo, tiene un interés especial en la persistencia de las plantas de energía nuclear en Brasil y está obligado por ley a mantener la propiedad y el control de estas plantas. En consecuencia, esperamos que continuará en poder de un 99,8% de Eletrobras Eletronuclear. A través de Eletronuclear, operamos dos plantas de energía nuclear, Angra I, con una capacidad instalada de 657 MW, que representa aproximadamente el 1,7% de nuestra capacidad total instalada y Angra II, con 1.350 MW, que representa aproximadamente el 3,5% de nuestra capacidad total instalada. Además, Eletronuclear inició la construcción de una nueva planta nuclear, llamada Angra III, durante el segundo semestre de 2009. La construcción se estima que tardará entre 3 y 5,5 años. El 5 de marzo de 2009, IBAMA haya expedido una licencia de instalación para Eletronuclear con una vigencia de 6 años y el 9 de marzo de 2009, CNEN expedió una licencia de construcción parcial de Eletronuclear. Una vez construida, se estima que Angra III tendrá una capacidad instalada de 1.350 MW y que el costo de su construcción será de aproximadamente R$ 8 millones.

La siguiente tabla presenta la información con respecto a nuestras plantas nucleares al 31 de diciembre de 2009 y para el año terminado en esa fecha:

La capacidad instalada

La energía generada Energía aseguró (1)

(MW)

(1) (2)

(MWh)

Planta nuclear: Angra I ................................................................. Angra II ................................................................

657 1.350

2.821.495 10.153.593

Total

2007

12.975.088

Comenzó a prestar servicio (2)

(MWh) 3.215.000 01 de enero 1985 9.706.00001 de septiembre 2000 12.921.000

Para nuestras plantas nucleares, la energía asegurada no está limitado por la ONS o cualquier otro organismo regulador. Operación comercial en: Angra I - enero de 1985 y Angra II - septiembre de 2000.

La capacidad instalada de Angra I es 657 MW. Estimamos que Angra I estará operando al 85% de su capacidad en 2010, en línea con los estándares del sector. En consecuencia, la energía asegurada de Angra I será 4,64 GWh / año. Con respecto a Angra II, su capacidad instalada es de 1.350 MW (potencia nominal). También estiman que Angra II será operativo el 85% de su capacidad en 2010, en línea con los estándares del sector. En consecuencia, la energía asegurada de Angra II será 9,54 GWh / año. Ambos Angra I y Angra II utilizar el uranio obtenido de conformidad con un contrato con Industrias Nucleares Brasileñas - INB, una propiedad del gobierno brasileño empresa responsable del procesamiento de uranio utilizado en las centrales nucleares. Los elementos combustibles son transportados por camión a la planta nuclear y en los términos del contrato; Eletrobras Eletronuclear es responsable de la entrega segura de que el combustible. Hasta la fecha, Eletronuclear (y el anterior propietario de Angra I - Eletrobrás Furnas) no ha experimentado dificultades materiales en el transporte de combustible a Angra I y Angra II. Además, el bajo nivel de residuos nucleares (como los filtros y ciertas resinas) se almacena en contenedores especialmente diseñados en un sitio de almacenamiento provisional sobre la base de las plantas. Como es el caso de muchos otros países, Brasil aún no se ha ideado una solución de almacenamiento permanente de desechos nucleares. Alto nivel de residuos nucleares (combustible nuclear gastado) se almacena en las células de combustible (bastidores de almacenamiento compacto en lo conjunto de combustible) de las plantas. La responsabilidad en relación con el desmantelamiento de las centrales nucleares Angra I y Angra II comenzó en el momento mismo que el que comenzaron las operaciones en estas dos unidades en 1985 y 2000, respectivamente. El importe de esta provisión es apoyada por un informe técnico de un grupo de trabajo por Eletronuclear, creada en 2001. En relación a Angra I, el costo estimado es de desmantelamiento EE.UU. $ 307 millones y en relación con Angra II, el costo estimado de desmantelamiento es EE.UU. $ 426 millones. La vida útil económica de las plantas se estimó en 40 años. Eletronuclear hace mensuales a prorrata disposiciones relativas a los costes de desmantelamiento estimados de Angra I y Angra II. La electricidad generada por Eletronuclear se vende a Furnas nuestra filial a un precio regulado determinado por el MME. Este precio regulado refleja los costos de producción de Eletronuclear. Sin embargo, en la reventa esta electricidad a las empresas distribuidoras, Furnas está obligado a participar en el proceso de subasta pública, en la que otras empresas de generación en um conjunto de proporcionar ofertas que reflejen el coste máximo de la electricidad cada uno está dispuesto a la oferta y las empresas de distribución de pago un precio equivalente a un promedio de todas estas ofertas. Como resultado de este proceso de subasta, el precio que Furnas vende en la subasta es mayor que el que paga a Eletronuclear por la electricidad correspondiente. Históricamente, sin embargo, lo contrario ha sido cierto y se registraron pérdidas consolidadas en materia de electricidad generada por Eletronuclear. Se analizaron diferentes medidas para reducir estas pérdidas, si esta situación vuelve a ocurrir, incluyendo el

30

reemplazo de Furnas en la cadena de suministro se ha descrito anteriormente con Eletrobras en sí, que no está obligado a vender la electricidad sólo de conformidad con el proceso de subasta. Las ventas de electricidad generada Hemos vendido aproximadamente R$ 18.853 millones de la electricidad generada (neto de electricidad para su reventa y el IVA y otros impuestos) en 2009, en comparación con R$ 20.277 millones en 2008 y R$ 16.536 millones en 2007. Estas ventas se realizan únicamente a las empresas de distribución (que constituyen las principales fuentes de las ventas de la electricidad generada) o consumidores libres. Somos propietarios de algunas empresas de distribución que operan en las regiones norte y nordeste de Brasil y vendemos una parte relativamente pequeña de la electricidad que genera a estas empresas de distribución, que no da lugar a los ingresos en nuestro segmento de generación como se explica en "-distribución" .

Nosotros vendemos la electricidad generada en virtud de contratos de suministro, tanto con los consumidores industriales finales y un proceso de subasta para las ventas a empresas de distribución. El siguiente cuadro muestra, por tipo de venta, las ventas de la electricidad generada en las regiones que sirven en los períodos presentados:

Al 31 de diciembre, 2009 (R $ miles) Tipo de venta: A través de subastas y contratos iniciales (carga de energía) ...........................9.332.486 A través de acuerdos de libre mercado o los contratos bilaterales (carga de energía) .........................................................4.255.331 Itaipú ..................................................................6.710.772 Total

20.298.589

2008 (MWh)

(R $ miles)

2007 (MWh)

(R $ miles)

(MWh)

103.134.869

8.393.914

102.031.134

7.822.678

98.004.823

62.965.388 91.239.063

4.799.554 10.927.053

58.983.373 94.344.524

3.273.962 7.555.634

46.026.916 90.620.003

257.339.320

24.120.521

255.359.032

18.652.274

234.651.742

31

La siguiente tabla muestra un resumen de la cantidad de electricidad que se han vendido mediante subasta:

Al 31 de diciembre, 2007 La capacidad promedio (MW): Primera subasta ................................................................................. 2 ª subasta .......................................................................................... Subasta de tercera .............................................................................. Subasta cuarto ................................................................................... Subasta quinto ...................................................................................

2008

2009

2010

11.003 180

11.003 644 180

11.003 644 396 180

11.003 644 396 180

11.183 Total.................................................................................................. Energía (MWh) por año .................................................................... 97.963.080 Arancel promedio (R $ / MWh) ........................................................ 58.49 Los ingresos previstos (R $ miles) .................................................... 5.729.860

11.827 103.604.520 63.73 6.602.716

12.223 107.073.480 64.77 6.935.149

12.223 107.073.480 64.77 6.935.149

Con respecto a los contratos de suministro, la cantidad que recibe de cada venta se determina sobre la base de una "capacidad de carga", una "carga de energía" (o, en algunos casos, ambas cosas). Un cargo por capacidad se basa en una cantidad garantizada la capacidad especificada en MW y se cobra sin tener en cuenta la cantidad de electricidad efectivamente entregada. El cargo es por una cantidad fija (y por lo tanto no depende de la cantidad de electricidad que en realidad es suministrado). Por el contrario, una carga de energía se basa en la cantidad de electricidad efectivamente utilizado por el destinatario (y se expresa en MWh). Las compras de electricidad de Itaipú, y las ventas de electricidad de Itaipú a los distribuidores, se les paga por sobre la base de una capacidad de carga (incluyendo un cargo por transmisión de atención a Eletrobrás Furnas). Nuestras ventas de electricidad (a través de nuestra filiales Chesf y Eletronorte Eletrobras Eletrobras) a los consumidores finales, especialmente a los clientes industriales, se cobran sobre la base tanto de una capacidad de carga y una carga de energía. Con respecto a las ventas en subasta, como se explica en "El Poder Brasileña de la Industria, el Reglamento de la Ley Reguladora de la Electricidad", las invitaciones a participar en las subastas son preparados por la ANEEL y, en caso de que tengamos éxito, entramos en la venta y los contratos de compra con la compañía de distribución relevantes para una cantidad de electricidad que es proporcional a la demanda estimada de estas empresas a lo largo de la vigencia del contrato. Transmisión Transmisión de Energía Eléctrica Los ingresos en el segmento de transmisión son fijos por la ANEEL, que establece una tarifa de transmisión de renta fija cada año. Los ingresos netos (incluyendo los ingresos financieros en la explotación de la empresa) de transmisión representa el 16,6% del total de los ingresos netos en 2009, frente al 14,2% en 2008 y 15,9% en 2007. La electricidad que se genera es transportado a través de Red Brasil de la tensión de transmisión, con 59.596 kilometros de líneas de transmisión que nos pertenece por encima de 138 kV a 31 de diciembre de 2009, en comparación con 56.862 en 2008 y el km 55,942 al 31 de diciembre de 2007. Incluyendo nuestras asociaciones con empresas privadas en los SPC / consorcios que tienen aproximadamente 59 mil kilometros por encima de 138 KV en la operación al 31 de diciembre de 2009. (Para más información, consulte la sección "Actividades Participación de -Préstamos- en el capital"). En Brasil, la mayoría de las plantas hidroeléctricas se encuentran a considerable distancia de los centros de carga mayor y por lo tanto, con el fin de llegar a los consumidores, un sistema de transmisión extensa se ha desarrollado. La transmisión es la transferencia masiva de energía eléctrica, con tensiones muy altas (de 230 kV a 750 kV), de las instalaciones de generación en los sistemas de distribución en los centros de carga a través de la red de transmisión. No hay un sistema interconectado de energía en Brasil que une las regiones norte y nordeste de las regiones sur y sureste. La coordinación de los sistemas de transmisión es necesaria para optimizar las inversiones y los costos de operación y para garantizar la fiabilidad y las condiciones adecuadas de alimentación de la carga en todo el sistema eléctrico interconectado. Las concesiones de transmisión Nuestras operaciones de transmisión se lleva a cabo de conformidad con las siguientes concesiones otorgadas por la ANEEL (excluidas las operaciones de transmisión llevó a cabo a través de cualquier SPE):

Longitud total (Km) Eletrobras Furnas ............................................................................ 19,255.50 Eletrobras Chesf .............................................................................. 18,588.42 Eletrobrás Eletrosul ......................................................................... 9,408.1 Eletrobrás Eletronorte ..................................................................... 9,481.37 Amazonas Energia .......................................................................... 859,61

32

Niveles de tensión (KV) 69 a 750 69 a 500 69 a 500 69 a 500 69 a 230

El promedio de edad de funcionamiento

Promedio de años restante de concesión

(Años) 31.13 35.34 26.77 23.50 11.90

5.00 5.72 5.52 5.51 No es aplicable

Debido al desarrollo de los recursos hidroeléctricos de la región amazónica, lo que requiere la transmisión de grandes cantidades de energía, Brasil ha desarrollado el sistema eléctrico interconectado. Una red nacional de transmisión proporciona generadores con acceso a los clientes en todas las regiones. Eletrobras Furnas y Eletronorte construyó la primera de norte a sur del sistema de transmisión que unen las regiones del norte y del sur de Brasil, que consta de aproximadamente 1.250 km de líneas de transmisión de 500 kV y que empezó a funcionar en 1998. Un segundo de norte a sur del sistema de transmisión, cuya construcción fue financiada por el sector privado, comenzó a funcionar en 2004. La siguiente tabla muestra la longitud de las líneas de transmisión (en km) por la filial y por la tensión al 31 de diciembre de 2009:

600 kV (DC)(1)

525/500 kV

345 kV

230 kV

138 kV

Empresa: Eletrobras Chesf ...........................................................Eletronorte (2) ..............................................................Eletrosul .......................................................................Furnas ........................................................................... 2.698.0

1.612.0

5.121.5 3.236.1 2.586.5 4.549.0

6.078.5

12.567.5 5.446.9 4.911.7 1.949.0

383.9 955.6 1.841.2 2.204.0

425.5 202.8 68.7 165

18.588.4 9.481.4 9.408.1 19.255.5

Amazonas Energia ........................................................-

-

-

-

364.9

-

494.7

575.7

1.612.0

15.493.1

6.078.5

25.330.0

5.384.7

1.356.7

57.953.0

750 kV

Total (1) (2) (3)

2,698.0

132/25 kV

Total

CC significa corriente continua. La cifra total no incluye los 13,8 kV de transmisión. Esta tabla no incluye las líneas de transmisión de propiedad de estas entidades en las que participamos. Había tales líneas de transmisión se han incluido, el total sería de 59.890 kilometros.

El siguiente cuadro presenta, sobre una base consolidada, el porcentaje de la red de transmisión total por encima de 230 kV en Brasil que fueron responsables de 31 de diciembre de 2009, teniendo en cuenta nuestras participaciones en entidades con fines especiales:

750 kV

600 kV (DC) (1)

500 kV

400 kV

345 kV

230 kV

Total

Entidad: Eletrobras...................................................................................................... 100.00 Otros ............................................................................................................. 0.00

100.00 0.00

51.01 48.49

100,00

67.95 32.05

70.54 29.46

61.00 39.00

Total

100.00

100.00

100.00

100.00

100.00

100.00

(1)

100.00 CC significa corriente continua.

Excepto en relación con una pequeña parte de las líneas de transmisión de Eletronorte encuentra en el sistema aislado, las líneas de transmisión en el sistema eléctrico interconectado están totalmente integrados. Al 31 de diciembre de 2009, éramos propietarios del 61.0% de todas las líneas de transmisión en Brasil (230 kV y superiores) y, en consecuencia, recibió honorarios de las empresas que transmiten la electricidad en estas líneas. Los ingresos brutos de la transmisión fueron de R$ 4.209 millones en 2009, en comparación con R$ 4.101 millones en 2008 y R$ 3.852 millones en 2007. Como una compañía de generación, también debe pagar una tarifa con respecto a nuestra transmisión de electricidad a través de las transmisiones que no nos pertenecen. Teniendo en cuenta todas las líneas de transmisión en Brasil (230 kV y superior), esto significa que pagan una tarifa en relación con el 39,0% de todas las líneas de transmisión en Brasil. Creemos que las pérdidas de electricidad en la red de transporte en Brasil han sido históricamente, y al 31 de diciembre de 2009, eran, aproximadamente el 16% de toda la electricidad transmitida en el sistema, en comparación con aproximadamente el 8% en los sistemas de transmisión internacional. Operamos como parte de un sistema eléctrico integrado y coordinado nacional de Brasil. La Ley de Concesiones nos autoriza a comenzar a cobrar por el uso de nuestro sistema de transmisión por otras empresas de electricidad, estaremos en condiciones de cobrar los honorarios una vez que la ANEEL promulga el reglamento. A través de Eletrobras Furnas, cobramos una tarifa (aproximadamente R$ 3.515,59 por cada MW / mes al 31 de diciembre de 2009) para la transmisión de la electricidad generada por Itaipú y adquiridos para la reventa. La carga de la transmisión de la Itaipú genera el poder se utiliza para compensar Eletrobras Furnas, propietaria de la línea de transmisión aplicables, por lo que su sistema de transporte disponible para el uso exclusivo de las instalaciones de conexión de la planta. Este sistema se compone de 765 kV de Itaipú / Ivaiporã y 600 kV DC Itaipú / Ibiúna líneas de transmisión que no forman parte de la Red Básica. Expansión de las actividades de transmisión Nuestras empresas de transmisión principal participaron en una iniciativa de planificación en relación con la expansión de la PAE 2009/2012 (Programa de ACOES Estratégicas) La red de transmisión a través del Grupo de Estudio Regional de Transmisión (GET), que es responsable de

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tales iniciativas de expansión de transmisión a nivel regional. Además, nuestras empresas han participado en la transmisión de las redes regionales y los estudios de la planta de integración. Iniciativas PAE, incluidos, entre otros, los estudios sobre la integración de la planta hidroeléctrica de Belo Monte, centrándose en otros medios de transmisión para permitir la distribución de energía eléctrica de la planta de Belo Monte en las regiones norte, nordeste y sudeste de Brasil. En el año 2009, hemos creado una red integrada de transmisión de energía eléctrica que conecta el río Madeira, Santo Antônio y Jirau plantas eléctricas a la red eléctrica nacional de Brasil, cubriendo una distancia de aproximadamente 2.500 km de diámetro Brasil. Distribución Distribución de Electricidad Nuestras actividades de distribución constituyen una proporción relativamente pequeña de nuestras operaciones en general. Los ingresos netos (incluyendo los ingresos financieros a nivel de sociedad de cartera), de la distribución representa el 11,0% del total de los ingresos netos en 2009, frente al 8,7% en 2008 y 15,4% en 2007. Empresas de Distribución Las siguientes empresas de nuestro grupo de llevar a cabo actividades de distribución de conformidad con las concesiones de distribución otorgada por la ANEEL: •

Eletrobrás Eletronorte, que distribuye la energía directamente a los consumidores industriales a través de su subsidiaria de propiedad se conoce como Boa Vista Energia, S. A. Esta empresa distribuye electricidad a la ciudad de Boa Vista.Eletrobrás Eletronorte concesión de distribución finaliza el 7 de julio de 2015;

•

Eletrobras Amazonas Energia, Que distribuye la electricidad a la ciudad de Manaus, en el estado de Amazonas, en virtud de una concesión que termina el 7 de julio de 2015;

•

Eletrobras Distribuição Alagoas, Que distribuye la electricidad en el estado de Alagoas en virtud de una concesión que termina el 12 de julio de 2015;

•

Eletrobras Distribuição Piauí, Que distribuye la electricidad en el estado de Piauí en virtud de una concesión que termina el 12 de julio de 2015;

•

Eletrobras Distribuição Rondônia, Que distribuye la electricidad en el estado de Rondônia en virtud de una concesión que termina el 12 de julio de 2015; y

•

Eletrobras Distribuição Acre, que distribuye la electricidad en el estado de Acre en virtud de una concesión que termina el 12 de julio de 2015.

Cada uno de Distribuição Alagoas, Piauí Distribuição, Rondônia y Acre Distribuição Distribuição era propiedad de la estatal brasileña individuales en las que cada compañía respectiva operación. Companhia Energética de Roraima, que es propiedad del estado de Roraima, transfirió los activos y pasivos correspondientes a la ciudad de Boa Vista a una nueva compañía a ser controlado por Eletronorte, Boa Vista. En primer lugar, hizo inversiones de capital en estas empresas en 1996 con el objetivo de mejorar su situación financiera y la preparación para la privatización. Amazonas Energia fue creada en 2008 como resultado de la fusión entre Ceam y Manaus Energia SA; Ceam también fue anteriormente propiedad del Estado brasileño en las que operan y también hemos hecho una inversión en Ceam en 1996 con el objetivo de mejorar su situación financiera y prepararla para su privatización. Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Alagoas, Piauí Eletrobras Distribuição, Eletrobras Distribuição Rondônia, Boa Vista y Eletrobras Distribuição Acre operar en condiciones particularmente difíciles del mercado - las regiones Norte y Noreste de Brasil se encuentran entre las regiones más pobres del país. Uno de nuestros principales desafíos permanente con respecto a estas empresas es la reducción del importe de las pérdidas comerciales (principalmente es el robo de electricidad) y los incumplimientos de los clientes que estas empresas sufren. Estamos tratando de resolver estos problemas mediante el desarrollo de mecanismos que hacen que el robo de electricidad más difícil y por la renegociación de las deudas que los clientes de estas empresas debe actualmente. Estructura de gestión de nuestras actividades de distribución En mayo de 2008 se introdujo una nueva estructura de gestión de nuestras actividades de distribución. Hasta mayo de 2008, hemos conseguido que nuestra inversión en Energia Amazonas, Alagoas Distribuição, Energia Amazonas, Piauí Distribuição, Rondônia Distribuição, Boa Vista y Acre Distribuição a través de la Comitê Gestor das Empresas Federais de Distribuição (Un comité de gestión) que se centró en, entre otras cosas, proponer estrategias financieras y metas para mejorar la situación financiera de estas empresas. De conformidad con la nueva estructura, este comité de gestión ya no existe. La nueva estructura implica un director ejecutivo en el nivel de Eletrobras, en la actualidad el Sr. Marcus Aurélio Madureira da Silva, que actúa como jefe ejecutivo de cada una de las empresas involucradas en la distribución. Cada una de las empresas involucradas en la distribución de entonces tendrá el mismo director financiero, director de ingeniería, director comercial y director de regulación, en cada caso, designado por el director ejecutivo de estas empresas de distribución. Sistema de Transmisión y Distribución Nuestra red de transmisión y distribución se compone de líneas aéreas de transmisión y subestaciones, con rangos de voltaje variable. Los clientes a quienes servimos a través de nuestra red de distribución se clasifican por nivel de tensión. Con respecto a nuestra distribución a los servicios públicos

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del Estado y las empresas industriales, que distribuyen la electricidad en niveles de voltaje más alto (hasta 750 kV), mientras que distribuimos a empresas comerciales y residenciales en ciertos niveles de tensión inferiores (ya sea en 230 kV, 138 kV y 69 kV ). Rendimiento del sistema La siguiente tabla muestra la información relativa a nuestras pérdidas de electricidad para nuestras empresas de distribución, y se indica la frecuencia y la duración de los cortes de electricidad por cliente y año para los siguientes períodos:

Al 31 de diciembre, 2009

2008

Pérdidas técnicas............................................................................................................................ 9.1% Pérdidas comerciales...................................................................................................................... 21.6% 30.7% Las pérdidas totales de electricidad............................................................................................

2007

9.0% 22.9% 31.9%

Apagones: Frecuencia de las interrupciones por cliente y año (número de 35.0 interrupciones) ............................................................................................................... Duración de las interrupciones por cliente y año (en horas) ................................................ 37.2 Tiempo medio de respuesta (en minutos) ............................................................................ 146.7

33.9 34.0 111.9

10.6% 21.9% 32.5%

40.4 36.6 111.1

Pérdidas de electricidad Experimentamos dos tipos de pérdidas de energía: las pérdidas técnicas y pérdidas comerciales. Las pérdidas técnicas son las que ocurren en el curso normal de nuestra distribución de electricidad. Pérdidas comerciales son los que resultan de las conexiones ilegales, fraudes o errores de facturación. Las pérdidas totales de electricidad para nuestro negocio de distribución fueron del 30,7% de la energía generada y adquirida en el año 31 de diciembre de 2009 en comparación con el 31,9% de la energía generada y adquirida en el año 31 de diciembre de 2008 y el 32,5% de la energía generada y compraban en el 31 de diciembre de 2007. Reducir el nivel de pérdidas comerciales en las empresas de distribución presenta un desafío constante para nosotros. Las pérdidas comerciales de estas empresas tienen un promedio de aproximadamente 21,6% de la electricidad generada y vendida en períodos recientes. Estamos tratando de resolver estos problemas mediante el desarrollo de mecanismos que hacen que el robo de electricidad más difícil y por la renegociación de las deudas que los clientes de estas empresas debe actualmente. La siguiente tabla presenta la información con respecto a las pérdidas totales en el segmento de distribución registrada por la compañía de distribución:

Al 31 de diciembre, 2009

2008

2007

(Porcentajes) Empresa: Eletrobras Distribuição Alagoas..................................................................................................... Ceam .............................................................................................................................................. Eletrobras Distribuição Piauí ......................................................................................................... Eletrobras Distribuição Rondônia .................................................................................................. Eletrobras Distribuição Acre .......................................................................................................... Eletrobras Amazonas Energia ........................................................................................................ Eletrobras Distribuição Roraima ....................................................................................................

35

31.34 35.47 31.54 26.20 42.70 17.09

30.00 36.14 43.54 26.19 38.70 16.52

30.76 41.60 38.46 34.68 26.42 37.20 18.28

Cortes de energía Con respecto al sistema de energía interconectado, nuestro objetivo es responder a las solicitudes de reparación dentro de una hora y media a dos horas y media, dependiendo de la magnitud y la naturaleza del problema. Nuestro tiempo de respuesta promedio en el sistema interconectado de energía en 2009 fue de 2,43 horas. La siguiente tabla muestra el tiempo medio de respuesta, en horas, para reparar las solicitudes en el sistema eléctrico interconectado:

Año terminado el Año terminado el 31 de diciembre 31 de diciembre de de 2009 2008 Empresa: Distribuição Alagoas ................................................................................................ Distribuição Piauí .....................................................................................................

1.97 2.88

1.88 2.35

Promedio

2.43

2.12

Con respecto a las operaciones de distribución en el sistema aislado, nuestro objetivo es responder a las solicitudes de reparación en menos de media hora a dos horas, dependiendo de la magnitud y la naturaleza del problema. Nuestro tiempo de respuesta promedio en el sistema aislado en el año 2009 fue de 2,43 horas. La siguiente tabla muestra el tiempo medio de respuesta, en horas, para reparar las solicitudes en el sistema aislado:

Año terminado el Año terminado el 31 de diciembre 31 de diciembre de de 2009 2008 Empresa: Distribuição Acre ..................................................................................................... Distribuição Rondônia ............................................................................................. Amazonas Energia ................................................................................................... Eletrobras Boavista Energia .....................................................................................

4.92 1.42 2.60 0.77

1.24 1.10 3.94 0.68

Promedio

2.43

1.74

Los clientes La siguiente tabla muestra los totales de distribución de electricidad en términos de ingresos brutos y de MWh, por tipo de usuario, para los períodos indicados:

Al 31 de diciembre, 2009 (R $ millones)

2008 (MWh)

Distribución de: Estado utilidades ....................................................................... 236 Industrial ................................................................................... 479 Residencial ................................................................................ 1.009

1.337.877 2.433.128 4.030.471

(R $ millones) 241 597 1.068

2007 (MWh) 1.197.321 2.615.189 3.680.389

(R $ millones) 344 796 1.382

(MWh) 1.257.567 2.480.276 3.507.657

Al 31 de diciembre, 2009

2008

(R $ millones) Comercial ........................................................................... 615 Otro ..................................................................................... 252

(MWh) 2387589 1236566

Total ................................................................................... 2.591

11.425.631

36

(R $ millones) 659 291 2.856

2007 (MWh) 2203290 1212918

(R $ millones) 839 387

(MWh) 2.092.267 1.339.216

10.909.107

3746

10.676.983

Las tarifas Nosotros clasificamos a nuestros clientes en dos grupos diferentes, el Grupo A y Grupo B, en función del nivel de tensión al que nos suministran la electricidad a nuestros clientes. Cada cliente se coloca en un nivel arancelario determinadas circunstancias definidas por la ley y en función de su respectiva clasificación, aunque algunos descuentos basados en el volumen están disponibles. Grupo B a los clientes pagar tarifas más altas, compensando los costes agregados de todos los subsistemas en los que la electricidad fluye a suministrarlos. Hay tarifas diferenciadas en el Grupo B por tipo de cliente (por ejemplo, residencial, comercial, rural e industrial). Los clientes en el Grupo A pagar aranceles más bajos, disminuyendo de tamaño A4 a Al, ya que la demanda de electricidad a voltajes más altos, lo que requiere un menor nivel de uso del sistema de distribución de energía. Las tarifas que cobramos por la venta de electricidad a clientes finales se determinan de acuerdo con nuestros contratos de concesión y normas establecidas por la ANEEL. Estos contratos de concesión y los reglamentos relacionados con establecer un tope a las tarifas que prevé ajustes anuales, periódicas y extraordinarias. Para una discusión sobre el régimen regulatorio aplicable a nuestras tarifas y su ajuste, véase "La industria de la energía de Brasil". Un grupo de clientes reciben electricidad a 2,3 kV o superiores. Las tarifas para el Grupo A los clientes se basan en el nivel de tensión al que se suministra, y la época del año y el tiempo de la electricidad se suministra días, aunque los clientes pueden optar por una tarifa diferenciada en las horas punta. Las tarifas para los clientes del Grupo A se compone de dos partes: una "capacidad de carga" y una "carga de energía". La capacidad de carga, expresada en reales por MW, se basa en el mayor de: (i) la capacidad contratada la empresa, o (ii) la capacidad de energía utilizada. La carga de energía, expresada en reales por MWh, se basa en la cantidad de electricidad consumida realmente. Las tarifas aplicadas a los clientes del grupo A son menores que los del Grupo B, ya que los clientes del grupo A los clientes consumen electricidad a una gama más alta de tensión, y por lo tanto evitar los costos asociados con la reducción de la tensión de la electricidad que se requiere para el consumo de nuestros clientes del Grupo B. Grupo B a los clientes reciben la electricidad a menos de 2,3 kV (220 V y 127 V). Las tarifas para los clientes del Grupo B que consistan exclusivamente en un cargo del consumo de energía y se basan en la clasificación de los clientes. Los procedimientos de facturación El procedimiento se utiliza para la facturación y el pago de la electricidad suministrada a nuestros clientes está determinada por categoría de clientes. Lecturas de los contadores y la facturación tendrá lugar una vez al mes para los consumidores de baja tensión, con la excepción de los consumidores rurales cuyos medidores se leen en intervalos que varían de uno a tres meses, según lo autorizado por la reglamentación pertinente. Las cuentas son preparados a partir de lecturas de los contadores o sobre la base del consumo estimado. Los clientes de baja tensión se facturan dentro de los cinco días hábiles después de la fecha de la factura. En caso de falta de pago, una notificación de falta de pago acompañada de la factura del próximo mes, se envía al cliente y un plazo de 15 días se proporciona para satisfacer la cantidad adeudada a nosotros. Si el pago no se recibe dentro de tres días hábiles después del plazo de 15 días, el suministro de los clientes de electricidad está suspendido. Los clientes de alta tensión se facturan mensualmente con el pago requerido dentro de los cinco días hábiles después de la fecha de la factura. En caso de falta de pago, se envía un aviso a los clientes dos días hábiles después de la fecha de vencimiento, dándole un plazo de 15 días para efectuar el pago. Si el pago no se realiza dentro de los tres días hábiles siguientes a la notificación, el cliente está sujeto a la interrupción del servicio. Al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, los clientes en mora representan un promedio de 13,6% (sin incluir Eletrobras Distribuição Acre), el 20,6% y 21,4% de los ingresos anuales, respectivamente. Estas tasas de morosidad han mantenido en general estable en los últimos años y no esperamos a ver cambios sustanciales en estas tasas de impago en el futuro previsible. Compra de electricidad para la distribución de Hemos comprado 12.942 GWh de electricidad para su distribución en 2009, frente a 12.789 GWh en 2008 y 14.681 GWh en 2007. Nuestras empresas de distribución de compra de electricidad en el proceso de subasta pública de un grupo de empresas de generación que proporcionan las ofertas que establece el precio máximo al que se suministro de electricidad. Después de todas las ofertas que se reciban, el precio promedio de todas las licitaciones se calcula y este es el precio que pagamos por la electricidad. La compra se realiza a partir de todas las empresas de generación que proporcionan las ofertas. Préstamos y financiamiento de actividades Préstamos hechos por nosotros La ley brasileña permite a prestar sólo a nuestras filiales. Históricamente, la ley brasileña nos ha permitido actuar como prestamista a nuestras filiales y empresas públicas de energía bajo nuestro control. Aunque algunas de las filiales ya no están en nuestro grupo, la mayoría de nuestros préstamos a partes relacionadas. Antes de la privatización del sector eléctrico brasileño, que comenzó en 1996, esta era una parte muy extendido en nuestras operaciones porque la mayoría de las empresas del sector eran de propiedad estatal, lo que nos permite participar en actividades de préstamos a los mismos. Sin embargo, como resultado de la privatización, el número de empresas a las que podemos prestar a menor ritmo y los préstamos ya no es un aspecto importante de nuestro negocio. Todavía tenemos algunos préstamos pendientes con las empresas de distribución que han sido privatizadas. Teníamos préstamos pendientes en relación con estas empresas de $ 5,274 dólares millones al 31 de diciembre de 2009, en comparación con R$ 5.818 millones al 31 de diciembre de 2008 y R$ 5.985 millones al 31 de diciembre de 2007. Tuvimos ingresos por intereses de R$ 515 millones en préstamos en 2009, en comparación con R$ 700 millones en 2008 y R$ 1.586 millones en 2007. Nuestros mayores deudores de las actividades de nuestros préstamos eran Duke Energy Brasil y AES Tiete SA, con R$ 491.000 mil y R$ 971 millones en circulación al 31 de diciembre de 2009, R$ 610.000. 000 y R$ 1.212 millones en circulación al 31 de diciembre de 2008 y R$ 1.013 millones y R$ 1.293 millones en circulación al 31 de diciembre de 2007, respectivamente.

37

Fuentes de los Fondos Se obtienen los fondos para nuestras actividades de préstamos de instituciones financieras y las ofertas en los mercados internacionales de capital. Al 31 de diciembre 2009 deuda a largo plazo sobre una base no consolidada fue de R$ 4.872 millones, contra R$ 3.966 mil millones al 31 de diciembre de 2008 y R$ 1.577 millones al 31 de diciembre de 2007, con la mayoría de nuestra deuda en moneda extranjera (aproximadamente el 81% para los tres períodos) denominados en dólares de los EE.UU.. Más información sobre nuestros préstamos se establecen en el "Artículo 5.B, Liquidez y Recursos de Capital-Cash Flows". El gasto de interés promedio con respecto a nuestras operaciones financieras para el año 2009 fue de 5,65%, frente al 6,40% para 2008 y 7,03% para el año 2007. Además, utilizamos los préstamos del Fondo RGR, que nosotros administramos, para prestar a nuestras filiales y otras empresas de electricidad. Ver "Sección 5, Operativo y Financiero y Perspectivas-Principales factores que afectan a nuestro rendimiento financiero-Nuestro papel en la administración de los programas del gobierno brasileño". Al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre 2008 y 31 de diciembre de 2007, en que incurrimos interés en el 5,0% en relación con los préstamos del Fondo RGR y cobran un cargo administrativo promedio de 1,0% a 2,0% de los fondos que prestar a filiales y otras entidades. Participación en el capital Actuamos como un participante minoritario en la generación del sector privado y las empresas de transporte y empresas conjuntas. También estamos autorizados a emitir garantías para aquellas empresas en las que participamos como inversor de capital. Estamos constantemente en cuenta las inversiones en una serie de empresas, centrándose principalmente en aquellas en línea con nuestra estrategia de construir en nuestros principales negocios de generación y transmisión (ver "Artículo 7.B, Transacciones con Partes Relacionadas"). La participación actual que tenemos son de la generación del sector privado y las empresas de transporte y empresas conjuntas. La participación se determina principalmente en criterios de mérito y la rentabilidad sobre la base de nuestros controles de gestión. La siguiente tabla muestra una estimación de la cantidad total de nuestras inversiones en transmisión y generación de empresas:

Sociedad de Propósito Especial / Consorcio

Objeto de la inversión

Eletrobras Participación

Monto de la inversión (En R $ millones)

Transmisión Interligação Elétrica do Madeira A.

600 kV línea de transmisión de 2.375 km:

Chesf (24,5%) Furnas (24,5%)

2.976

Porto Velho Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Línea de Transmisión 600kV de 2.375 Eletronorte (24,5%) km: Eletrosul (24,5%)

1.788

SE Coletora - Araraquara 2, Porto Velho Estação Transmissora de Energia S.A.

Manaus Transmissora de Energía, S. A.

500 / ± 600 kV Conversión e inversión Eletronorte (24,5%) de la estación 01 Eletrosul (24,5%)

1.428

500 kV Línea de Transmisión de 375 km:

1.380

Chesf (19,5%) Eletronorte (30%)

Oriximiná / Itacoatiara, a 500 kV de la Línea de Transmisión 212 kilometros: Itacoatiara / Cariri STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A.(2)

500 kV Línea de Transmisión de 546 km:

Chesf (49%) 516

Teresina-Sobral-Fortaleza Intesa - Integração de Energía S / A (2)

500 kV Línea de Transmisión de 695 km:

Chesf (12%), Eletronorte (37%)

500

Colinas-Miracema-Gurupi PeixeNova-Serra da Mesa 2 Porto Velho Transmissora de Energia, S. A.

230 kV líneas de transmisión de 17 km: 500/230 kV SE Coletora Porto

38

Eletrosul (100%) 517

Sociedad de Propósito Especial / Consorcio

Objeto de la inversión

Eletrobras Participación

Monto de la inversión (En R $ millones)

Velho Artemis - Transmissora de Energia S.A.(2)

525 kV Línea de Transmisión de 376 km:

Eletrosul (49%) 310

S. Santiago-Ivaporã-Cascavel Transenergia Renovable

230 kV Línea de Transmisión de 125 Km: Jataí - Mineiros

Furnas (49%) 279

Mineiros - Morro Velho Brasnorte Transmissora de Energia A.(2)

Líneas de Transmisión 230 kV de 402 Eletronorte (49,7%) km: Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum

RS Energia - Empresa de Energía de Transmissãao hacer Rio Grande do Sul S,A.(2)

525 kV Línea de Transmisión de 274 km: Campos Novos-Polo

Companhia de Transmissão Transleste S.A.(2)

345 kV Línea de Transmisión de 139 km:

238

Eletrosul (100%) 363 Furnas (24%) 127

Montes Claros-Irapé Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia A. Aete (2)

230 kV Línea de Transmisión de 193 Eletronorte (49%) km: Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis SE Seccionadora Cuiabá

116

Etau - Empresa de Transmissão do Alto Uruguai (2) S.A.

240 kV Línea de Transmisión de 174 km: Campos Novos-Barra GrandeLagoa Vermelha-Santa Marta

116

39

Eletrosul (27,4%)

Sociedad de Propósito Especial / Consorcio Uirapuru Transmissora de Energia S.A.

Objeto de la inversión (2)

Eletrobras Participación

525 kV Línea de Transmisión de 122 km: Ivaiporã-Londrina

Eletrosul (49%)

Companhia de Transmissão Transudeste S.A.(2)

345 kV Línea de Transmisión de 144 km: Itutinga-Juiz de Fora

Furnas (25%)

Companhia de Transmissão Transirapé S.A.(2)

345 kV de línea de transmisión de 61 Km: Irapé-Araçuaí

Furnas (24,5%)

Compañía de Minas Centroeste S. A.

345 kV de línea de transmisión de 75 Km: Eletrobrás Furnas-Pimenta II

Furnas (49%)

Monto de la inversión 107

87

73

49

Linha Verde Transmissora de Energia S.A 230 kV Línea de Transmisión de 987 Km: Samuel-Ariquelmes-Ji-ParanáPimenta Bueno-Vilhena-Jauru

Eletronorte (49,0%)

Rio Branco Transmissora de Energia, S. A. 230 kV Línea de Transmisión de 487 Km: Porto Velho-Abunã-Río Branco

Eletronorte (49,0%)

Transmissora Matogrossens de Energía S.A.

500 kV Línea de Transmisión de 348 km: Jauru - Cuiabá

Eletronorte (49,0%)

Transenergia São Paulo, S. A.

Subestación de Itatiba, a 500 kV

Furnas (49,0%)

73

Transenergia Goiás, S.A.

230 kV Línea de Transmisión de 188 Furnas (49,0%) Km: Serra da Mesa-Niquelândia-Barro Alto

70

500 kV Línea de Transmisión de 193 Furnas (49,0%) Km: Río Verde Norte-Trinidad. y 230 kV de línea de transmisión de 66 Km: Xavantes-Trinidad-Trinidad y Carajás SE

357

500 kV Línea de Transmisión de 248 Km: Mesquita-Viana 2. y 345 kV línea de transmisión de 10 Km: Viana - Viana Viana SE 2 y 2

Furnas (49,0%) 251

230 kV de línea de transmisión de 96 Km: São Luiz II - São Luiz III y Pecém SE y Aquiraz II

Chesf (49,0%)

SE Corumbá 345/138 KV - 2 x 75 MVA

Furnas (49,9%)

Madeira S.A.

HPU Santo Antonio

Furnas (39%)

13.795

Energia Sustentável do Brasil

HPU Jirau con 3300MW

Chesf (20%)

11.056

Consorcio Goiás Transmissão

Consorcio MGE Transmissão

TDG-Transmissora Delmiro Gouveia, S. A.

Caldas Novas Transmissão, S. A.

412

238

240

245

26

Generación

Eletrosul (20%) Chapecoense S.A.(1)

HPU Foz do Chapecó, con 855 MW

Furnas (40%)

2.643

Enerpeixe S>A.(2)

HPU Peixe Angical con 452 MW

Furnas (40%)

2.068

Consorcio Energético Cruzeiro do Sul S.A. HPU Mauá con 362 MW

Eletrosul (49%)

1.215

Serra de Facão

Furnas (49,5%)

944

HPU Serra do Facão con 210 MW

40

Sociedad de Propósito Especial / Consorcio

Objeto de la inversión

Eletrobras Participación

Monto de la inversión

Participação S.A. Energética Águas da Pedra A.-EAPSA (Aripuanã; Água Das Pedras)

HPU Dardanelos con 261 MW

Baguari Geração de Energía Eléctrica S.A.(2)

HPU Baguari con 140 MW

Retiro Baixo Energética, S. A.

HPU Retiro Baixo 49%

Furnas (49%)

Amapari Energia, S. A. (2)

TPU Serra do Navio y pequeñas HPU Capivara

Eletronorte (49%)

HPU Belo Monte

Electrobras (15%) Eletronorte (20%) Chesf (15%)

Norte Energia, S. A.

Consorcio Brasil dos Ventos

Consorcio Teles Pires Energía Eficiente

Eólica Cerro Chato I, II e III S.A. (1) (2)

Chesf (24,5%), Eletronorte (24,5%)

761

Furnas (30,6%) 535 389

84

25.000

Usinas Eólicas Aratuá 1, Miassaba 3, Rei dos Ventos 1 e 3

Eletronorte (24,5%) Furnas (24,5%)

HPU Teles Pires

Eletrosul (24,5%) Furnas (24,5%)

3724

Eletrosul (90,0%)

405

Parque Eólico Coxilha Negra

708

La participación de Furnas, SPE en Foz do Chapecó SA. se lleva a cabo indirectamente a través de su inversión en SPE Chapecoense Geração SA en el cual Furnas posee el 49%. SPE llevar a cabo las operaciones. Programas del gobierno brasileño

En adición al programa Proinfa creado por el Gobierno de Brasil en 2002 para crear ciertos incentivos para el desarrollo de fuentes alternativas de energía (que se examinan con más detalle en "El Poder de la Industria Brasileña-Proinfa"), también participarán en cuatro programas adicionales Gobierno de Brasil: •

la Programa Reluz (Reiluminación Program), un programa iniciado con el fin de lograr la iluminación básica de las principales áreas públicas de algunos municipios en Brasil;

•

la Programa Procel (Programa de Conservación), un programa que tiene como objetivo promover la conservación y la eficiencia energética;

•

Luz Para Todos (Luz para Todos), un programa que tiene como objetivo llevar la electricidad a un adicional de 12 millones de personas en Brasil, Y

•

Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial (Programa de Desarrollo Tecnológico e Industrial), un programa para coordinar las actividades de investigación y desarrollo en el sector eléctrico brasileño y promover el desarrollo y fabricación de equipos necesarios para garantizar el desarrollo del sector.

Todos los fondos utilizados por nosotros en relación con estos programas provienen del propio gobierno brasileño, en la forma de los fondos asignados para el sector, y en consecuencia no usamos nuestros propios fondos para estos programas. También participamos en otras iniciativas con fondos propios, uno de los cuales es el Proyecto Ribeirinhas o Riverbank Proyecto de Comunidades. A través de esta iniciativa, se pretende evaluar la aplicabilidad y sostenibilidad de las tecnologías basadas en fuentes renovables de energía en algunas pequeñas comunidades que viven en la región amazónica. Investigación y Desarrollo Ver "Sección 5.C, investigación, desarrollo, patentes y licencias, etc". Actividades internacionales Al 31 de diciembre de 2009, no operan a nivel internacional. Sin embargo, como parte de nuestra estrategia, seguir explorando ciertos mercados internacionales de electricidad y de forma selectiva a identificar oportunidades en estos mercados para el futuro. Nuestro objetivo es generar nueva energía que se pueden agregar al sistema eléctrico interconectado e integrar ciertos sistemas de energía eléctrica en las Américas. Como parte de nuestro plan de internacionalización, hemos establecido una oficina de representación en Lima,Perú con el fin de cumplir con las normas peruanas,

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que establecen que las concesiones sólo podrán concederse a empresas que mantienen una oficina de representación local. Esta oficina también proporcionará una conexión permanente entre nosotros y los socios en Perú. Participación en las ganancias y planes de pensiones Nuestro convenio colectivo establece un plan de participación en los beneficios basados en el logro de los objetivos. Estos objetivos son establecidos anualmente en mayo de cada año, después de una negociación con los sindicatos y la aprobación del gobierno brasileño. Para 2009, 2008 y 2007, pagamos R$ 207 millones, R$ 177 millones y R$ 160 millones, respectivamente, a nuestros empleados a través de participación en los beneficios (en la celebración a nivel de empresa sólo pagamos R$ 27 millones en 2009, en comparación con R$ 23 millones en 2008 y R$ 18 millones en 2007). Eletrobras ha establecido un fondo de pensiones, Fundación Eletrobrás de Seguridade Social,-ELETROS (o Eletros), una organización privada sin fines de lucro, con personalidad jurídica y la intención de proporcionar prestaciones de jubilación a los empleados para complementar las prestaciones de jubilación Gobierno de Brasil. Al 31 de diciembre de 2009, la ONS y Cepel también fueron participantes de Eletros. Cada una de las otras empresas del Sistema Eletrobrás tienen su propio fondo de pensiones. En 2009, hizo contribuciones a Eletros de R$ 59,4 millones, contra R$ 19,9 millones en 2008 y R$ 12 millones en 2007. Ambiental General Las cuestiones ambientales pueden afectar significativamente nuestras operaciones. Por ejemplo, las grandes centrales hidroeléctricas pueden causar la inundación de grandes extensiones de tierra y la reubicación de un gran número de personas. La Constitución brasileña otorga tanto el Gobierno de Brasil y el estado y el poder de los gobiernos locales para dictar las leyes encaminadas a proteger el medio ambiente y para emitir reglamentos en virtud de dichas leyes. Mientras que el gobierno brasileño tiene el poder de promulgar las regulaciones ambientales generales, los gobiernos estatales y locales tienen la facultad de dictar normas ambientales más estrictas. En consecuencia, la mayor parte de la normativa ambiental de Brasil son estatales y locales en lugar de federales. Cualquier incumplimiento de las leyes y reglamentos ambientales puede resultar en responsabilidad penal, con independencia de la responsabilidad objetiva para llevar a cabo la remediación ambiental y para indemnizar a terceros por daños ambientales. Estos fallos también nos pueden imponérseles sanciones administrativas como multas, suspensión de las subvenciones agencia pública o mandamientos judiciales que nos obliga a suspender, temporal o permanentemente, las actividades prohibidas. Con el fin de construir una central hidroeléctrica, las empresas brasileñas de electricidad deben cumplir con una serie de garantías medioambientales. Proyectos para los que se considera el impacto ambiental significativo, tales como proyectos de generación con una potencia superior a 10 MW, así como las líneas de transmisión por encima de 230 kV, junto con algunos otros proyectos ambientalmente sensibles, en primer lugar, un estudio básico de impacto ambiental deben ser preparados por expertos externos que hacen recomendaciones sobre la manera de minimizar el impacto de la planta sobre el medio ambiente. El estudio, junto con un informe especial del medio ambiente en el proyecto preparado por la empresa, se somete a nivel federal, estatal o local, las autoridades gubernamentales, en función de la proyección del impacto, para su análisis y aprobación. Una vez aprobado, el proyecto pasa por un proceso de tres etapas de licenciamiento, que incluye una licencia para certificar la viabilidad del proyecto, una licencia para empezar a trabajar, y una licencia para operar el proyecto. Además, la empresa está obligada por ley a destinar el 0,5% del costo total de una inversión en nuevos proyectos con un impacto ambiental significativo a la preservación del medio ambiente. Desde principios de 1980, el sector eléctrico brasileño se ha esforzado por mejorar su tratamiento de los aspectos sociales y ambientales del proyecto de poder de planificación, implementación y operación. En general, las filiales de generación están en cumplimiento con las regulaciones ambientales en Brasil, y las políticas y directrices ambientales del sector eléctrico. Nuestra generación y las instalaciones de transmisión se benefician de ciertas exenciones a los requisitos de licencia debido a que sus operaciones se iniciaron antes de la legislación ambiental aplicable, algunas autoridades ambientales han emitido avisos de infracción basado en la falta de licencias ambientales. Ver "Sección 8.A, Litigio Ambiental-Proceedings". Al 31 de diciembre de 2009, la filial de Eletrobras Eletronuclear opera dos plantas de energía nuclear en el Estado de Río de Janeiro, Angra I y Angra II. Debido a Eletronuclear inició sus actividades antes de la promulgación de una legislación ambiental, Angra I fue autorizada por la CNEN en la normativa nuclear y ambiental vigente en ese momento. Un grupo de estudio formado por la Oficina del Fiscal Público de la Federación, CNEN, la Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (O IBAMA), la Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (O FEEMA), Eletronuclear y Eletrobras fue encargado de preparar un Termo de Ajustamento de Conduta (Un término de ajuste o TAC), según la cual las directrices para el procedimiento de concesión de licencias de actualización del medio ambiente debe ser establecido. Angra II ha obtenido todas las licencias ambientales necesarias para sus operaciones, pero el Ministerio Público Federal impugnó su renovación, que condicionada por el cumplimiento de un TAC y de acuerdo con que Eletronuclear debe implementar un programa con el fin de mejorar los planes de emergencia, el monitoreo ambiental programas y sistemas de tratamiento de efluentes. Hasta que estas obligaciones se llevan a cabo IBAMA, ANEEL y CNEN deben abstenerse de expedir cualquier permiso o autorización definitiva para la operación de Angra II. Que comprende una evaluación de los logros de la TAC fue emitida por el IBAMA a la Fiscalía en junio de 2006. Eletronuclear es estrictamente responsable de los accidentes nucleares como operador de plantas nucleares en Brasil. Consulte la sección "Artículo 3.D, Factores de Riesgo-Riesgos Relacionados con Nuestra Compañía-Nos puede ser responsable si hay un accidente nuclear en la filial de Eletrobras Eletronuclear". Conservación de la Energía En los últimos 20 años, el Gobierno de Brasil ha implementado una serie de acciones dirigidas a la conservación de energía en el sector eléctrico. El gobierno brasileño suele financiar estas acciones y que los administran. El proyecto más importante en esta área es el Procel. La Programa de Conservação de Energía Eléctrica - Procel (el programa nacional de conservación de la eléctrica) fue creado en 1985 para mejorar la eficiencia energética y racionalización del uso de los recursos naturales a lo largo de Brasil. MME coordina el programa y nosotros somos

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responsables de su ejecución. El objetivo principal de Procel es fomentar la cooperación entre los diversos sectores de la sociedad brasileña para mejorar la conservación de la energía tanto en la producción y los lados de los consumidores. Fuentes Alternativas de Electricidad En 2002, el Gobierno brasileño creó el Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energía Eléctrica - Proinfa (programa para el desarrollo de fuentes de energía alternativa), con el objetivo de diversificar la matriz energética brasileña mediante la búsqueda de soluciones regionales con el uso de fuentes de energía renovables. La industria de la energía de Brasil General El 24 de noviembre de 2010, el Ministerio de Minas y Energía ("MME") aprobó un plan de expansión de diez años (Plano Decenal de Expansão de Energía Eléctrica o PDEE 2010-2019), que estableció los criterios para la expansión del sistema eléctrico brasileño en relación con los mercados de distribución de electricidad, generación y transmisión en el período comprendido entre 2010 y 2019. El PDEE 2010-2019 tiene como objetivo ampliar el Sistema Interconectado Nacional (Sistema Nacional Interconectado SIN) a través de un programa que deberá guiar las acciones futuras del Gobierno y dar la señal correcta a todos los agentes del sector eléctrico brasileño con el fin de garantizar el suministro de electricidad en de forma sostenible en relación con el medio ambiente, la reducción de los gastos generales, incluidos los costes sociales, ambientales y operacionales, y la asignación eficiente de las inversiones, sirviendo como base para las tasas moderadas en el futuro. Los estudios llevados a cabo en el PDEE incluir una planificación para los próximos diez años y están sujetas a revisiones anuales que tienen en cuenta, entre otros aspectos, los cambios en el pronóstico para el crecimiento del consumo de electricidad y las nuevas evaluaciones de la económica y operativa viabilidad de los proyectos de generación, así como las estimaciones sobre la expansión de líneas de transmisión. De conformidad con los estudios PDEE, en diciembre de 2007, teniendo en cuenta el parque de generación existentes, las interfaces internacionales en uso, y el porcentaje de electricidad de Itaipú importados de Paraguay, Brasil tenía una capacidad instalada de 107.251 GW, de los cuales aproximadamente el 71.2% correspondió a la generación hidroeléctrica, 21.347% de la generación térmica (gas natural, petróleo, biomasa y carbón mineral), 2.007% de la energía nuclear, el 0.2% de la energía eólica y el 6.8% de la electricidad importada por el SIN. En la actualidad, el SIN se divide en cuatro sub-sistemas eléctricos: South-East/Center-West, Sur, Nordeste y Norte. Uno de los objetivos de la PDEE es completar la integración de los sistemas aislados de Manaus, Macapá, en el norte de sub-sistemas de noviembre de 2011. Además de la SIN, también existen los sistemas aislados, es decir, aquellos sistemas que no hacen parte de la SIN y se encuentran generalmente en las regiones norte y nordeste de Brasil, y tienen como única fuente de energía la electricidad generada por las centrales térmicas de carbón y el petróleo combustible, que son muy contaminantes y tienen un costo de generación de tres a cuatro veces mayor que, por ejemplo, una estación de energía hidroeléctrica. La cuenta de la CCC fue introducido por el artículo 13, III de la Ley n º 5899, de 5 de julio de 1973, con el propósito de generar reservas financieras por pagar a empresas de distribución y de algunas empresas de generación (todos los cuales deben hacer contribuciones anuales a la cuenta CCC) con el fin de cubrir algunos de los costos de la operación de las plantas termoeléctricas en el caso de las adversas condiciones hidrológicas, y también de subvencionar la electricidad generada por los "sistemas aislados" con el fin de permitir a los consumidores de los sistemas aislados que soportar cargas de electricidad equivalente a los cargos soportados por los consumidores servidos por la generación hidráulica. En la actualidad existe una discrepancia significativa entre las tasas pagadas por los consumidores en las regiones Norte y Nordeste, en comparación con lo que se cobra a los consumidores de la Región Sur / Sudeste. Por lo tanto, la interconexión de los sistemas aislados al SIN en última instancia, ofrecer una carga más moderado para el consumidor final y que tienden a hacer que los precios de carga entre las distintas regiones de Brasil a converger. Con el propósito de promover una reducción significativa de la cuenta de la CCC de los sistemas aislados, el PDEE más la intención de integrar los sistemas aislados al SIN. Dicha integración se llevará a cabo mediante la construcción de las líneas de transmisión de Jauru / Vilhena (230kV), Tucuruí / Manaus (Cariri) (500 kV) y Jurapari / Macapá (230 kV), en el plazo más breve posible, dado que el análisis preliminar de la ejecución del proyecto de integración ya ha sido concluido. Además de la integración de los sistemas aislados, el PDEE también prevé la expansión de la generación de electricidad a través de la mejora de la capacidad de generación, que se define por la PDEE como la ejecución de un conjunto de obras destinadas a mejorar la capacidad y la eficiencia, la modernización de las centrales ya existentes, lo que no debe representar mucho en términos de poder asegurado, sino que contribuyen a satisfacer el aumento en el nivel más alto previsto de la demanda de electricidad. En diciembre de 2009, de acuerdo a la ANEEL, la capacidad total instalada de generación de electricidad en Brasil fue 106.573 MW. De conformidad con PDEE, en Brasil la capacidad instalada total de generación de energía se incrementará a 154.8 GW para 2017, de los cuales 117.5 GW (75.9%) se prevé que sea hidroeléctrica y el 37.3 GW (24.1%) que se termoeléctricas y otras fuentes. Al 31 de diciembre de 2009, que controla aproximadamente el 37.0% de la capacidad instalada de generación de energía dentro de Brasil y fueron responsables de aproximadamente el 61.0% de la capacidad de transmisión instalada superior a 230 kV. Además, algunos estados brasileños de control de las entidades involucradas en la generación, transmisión y distribución de electricidad. En 2009, las empresas del Sistema Eletrobrás no tenía aproximadamente el 63.0% y 95.5% del mercado para las actividades de generación y distribución, en términos de capacidad total y los clientes, respectivamente, y aproximadamente el 39.0% del mercado de la transmisión, en términos de longitud de líneas de transmisión. El resto del mercado está en manos de varias compañías, incluyendo Cemig, Copel, Tractebel, CPFL, Duke y Energía de Brasil. Algunas de estas empresas han entrado en acuerdos de empresas conjuntas en el pasado.

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En cuanto a los ingresos netos, creemos que somos la mayor empresa de transmisión y generación de Brasil. Nosotros los principales competidores de las empresas de generación y transmisión a través de un proceso de subasta competitiva. En el año 2009, de acuerdo con la Empresa de Pesquisa Energética (La Empresa de Investigación Energética o EPE), el consumo total de electricidad en Brasil llegó a 388.204 GWh, superando el consumo total en 2008 por (1.1)% y que representa un crecimiento más lento que Brasil del PIB tasa de crecimiento de (0.2)% para el mismo período. Consumo de electricidad en Brasil en 2008 fue de 392.769 GWh, según la EPE, lo que representó un aumento del 3.78% con respecto al consumo total de 378.362 GWh en 2007. Antecedentes históricos La Constitución brasileña establece que el desarrollo, uso y venta de energía podrá ser asumida directamente por el gobierno brasileño o indirectamente a través del otorgamiento de concesiones, permisos o autorizaciones. Históricamente, la industria de energía de Brasil ha estado dominada por los concesionarios de generación, transmisión y distribución controlada por el Gobierno brasileño. En los últimos años, el Gobierno brasileño ha adoptado una serie de medidas para remodelar el sector de la energía. En general, estas medidas estaban destinadas a aumentar el papel de la inversión privada y la eliminación de las restricciones de inversión extranjera, lo que aumenta la competencia global en la industria de la energía. En particular, el Gobierno brasileño ha adoptado las siguientes medidas: •

La Constitución de Brasil fue enmendada en 1995 para autorizar la inversión extranjera en la generación de energía. Antes de esta modificación, todas las concesiones de generación se llevaron a cabo ya sea por un individuo o una entidad brasileña controlada por personas de Brasil o por el Gobierno de Brasil;

•

El gobierno brasileño promulgó la Ley N º 8.987 el 13 de febrero de 1995, modificada por la Ley N º 11.196 del 21 de noviembre de 2005 y la Ley N ° 11.445 del 5 de enero de 2007 (o la Ley de Concesiones) y la Ley No. 9074 del 7 de julio, 1995, según enmendada (o la Ley de Concesiones de energía), que en conjunto: (i) requiere que todas las concesiones para la prestación de servicios relacionados con la energía se concederá a través de procesos de licitación pública, (ii) poco a poco permitió que algunos consumidores de electricidad con una importante demanda, denominado " consumidores libres ", para comprar la electricidad directamente de los proveedores de una concesión, permiso o autorización, (iii) establece la creación de entidades de generación (o Productores Independientes de Energía) que, a través de una concesión, permiso o autorización, pueden generar y vender , por su propia cuenta y bajo su propio riesgo, la totalidad o parte de su electricidad a los consumidores libres, los concesionarios de distribución y los agentes de comercio, entre otros, (iv) concede a los consumidores y los proveedores de electricidad sin el libre acceso a todos los sistemas de distribución y transmisión, y ( v) eliminó la necesidad de una concesión para construir y operar proyectos de energía con capacidad de 1 MW a 30 MW (la llamada Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH), aunque la autorización o el permiso de la ANEEL o MME es necesaria, como el caso;

•

A partir de 1995, una parte de los intereses de control en manos de nosotros y varios estados en la generación de ciertas compañías de distribución y se vendieron a inversionistas privados. Al mismo tiempo, algunos gobiernos estatales también vendieron sus participaciones en empresas de distribución más importantes;

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En 1998, el Gobierno brasileño promulgó la Ley N º 9.648 (o la Ley de Industria de la Energía) para reformar la estructura básica de la industria eléctrica. La Ley de la Industria de alimentación proporcionada por el siguiente:

•

•

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la creación de un órgano de autorregulación responsable de la operación del mercado eléctrico a corto plazo (o el Mercado de Energía Mayorista), que sustituyó al sistema anterior de los precios regulados y la generación de contratos de suministro;

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el requisito de que las empresas de generación y distribución de entrar en acuerdos iniciales de suministro de energía (o de los contratos de suministro inicial) en general "take or pay" compromisos en precios y volúmenes aprobados por la ANEEL. El objetivo principal de los contratos de suministro inicial era garantizar que las empresas de distribución de acceso a un suministro estable de electricidad a precios que garantiza una tasa fija de retorno para las empresas de generación de electricidad durante el período de transición que conduce a la creación de un mercado eléctrico libre y competitivo;

•

la creación del Operador del Sistema Eléctrico Nacional (Operador Nacional do Sistema Eléctrico), o una sin fines de lucro, entidad privada responsable de la gestión operativa de las actividades de generación y transmisión del sistema eléctrico interconectado, y

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el establecimiento de procesos de licitación pública de concesiones para la construcción y operación de centrales eléctricas e instalaciones de transmisión.

En el año 2001, Brasil se enfrentó a una grave crisis energética que se prolongó hasta finales de febrero de 2002. Como resultado de ello, el Gobierno brasileño en marcha medidas que incluyen: •

un programa de racionamiento del consumo de electricidad en las regiones más afectadas, es decir, el sureste, centro-oeste y noreste de las regiones Brasil, y

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la creación de la CGE, que aprobó una serie de medidas de emergencia a la prevista reducción de los objetivos de consumo de electricidad para los consumidores residenciales, comerciales e industriales en las regiones afectadas por la introducción de regímenes de tarifas especiales para alentar la reducción del consumo de electricidad.

En marzo de 2002, el CGE suspendió las medidas de emergencia y racionamiento de la electricidad como consecuencia del gran aumento de la oferta (debido a un aumento significativo de los niveles de los embalses) y una reducción moderada de la demanda y, en consecuencia, el Gobierno brasileño promulgó nuevas medidas en abril de 2002 que, entre otras cosas, se estipula un reajuste tarifario

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extraordinario para compensar las pérdidas financieras sufridas por los proveedores de electricidad como resultado del racionamiento de electricidad obligatoria, y •

El 15 de marzo de 2004, mediante Ley N º 10848, el Gobierno brasileño promulgó la Ley Reguladora de Electricidad, en un esfuerzo para seguir reestructurando la industria de la energía con el objetivo final de ofrecer a los consumidores con suministros de electricidad seguro combinado con tarifas bajas, lo que la ley fue reglamentada por una serie de decretos promulgados por el Gobierno de Brasil en julio y agosto de 2004, y sigue siendo objeto de una mayor regulación que se publicará en el futuro. Consulte la sección "Desafíos a la Constitucionalidad de la Ley Reguladora de la Electricidad".

Concesiones Las empresas o consorcios que deseen construir o explotar instalaciones de generación, transmisión o distribución de electricidad en Brasil debe aplicarse a MME o ANEEL, según los representantes del Gobierno brasileño, por una concesión, permiso o autorización, según sea el caso. Otorgar concesiones de derechos para generar, transmitir o distribuir la electricidad en el área de la concesión correspondiente por un período determinado, mientras que los permisos y las autorizaciones podrán ser revocadas en cualquier momento a discreción de la MME, previa consulta con la ANEEL. Este período es generalmente de 35 años para las concesiones de nueva generación, y 30 años para la transmisión de nuevas concesiones o de distribución. Una concesión existente podrá ser renovada a discreción de la autoridad otorgante. En consecuencia, no podemos ofrecer ninguna garantía de que las concesiones se extenderán. La Ley de Concesiones establece, entre otras cosas, las condiciones que el concesionario debe cumplir con la prestación de servicios de electricidad, los derechos de los consumidores y las obligaciones del concesionario y la autoridad otorgante. Además, el concesionario deberá cumplir con las regulaciones que rigen el sector eléctrico. Las principales disposiciones de la Ley de Concesión son las siguientes: •

Un servicio adecuado. El concesionario deberá prestar un servicio adecuado por igual con respecto a la regularidad, continuidad, eficiencia, seguridad y accesibilidad.

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El uso de la tierra. El concesionario podrá utilizar terrenos públicos o solicitar a la autoridad la concesión de la expropiación de terrenos privados necesarios para el beneficio del concesionario. En ese caso, el concesionario debe indemnizar a los propietarios privados afectados.

•

La responsabilidad objetiva. El concesionario es estrictamente responsable de todos los daños y perjuicios derivados de la prestación de sus servicios.

•

Los cambios en la participación de control. La autoridad otorgante debe aprobar cualquier cambio directo o indirecto en el control accionario de la concesionaria.

•

La intervención de la autoridad otorgante. La autoridad otorgante podrá intervenir en la concesión, por medio de un procedimiento administrativo, para asegurar el funcionamiento adecuado de los servicios, así como el pleno cumplimiento de las disposiciones aplicables contractuales y regulatorios.

•

Terminación de la concesión. La terminación del contrato de concesión se puede acelerar por medio de la expropiación y / o decomiso. La expropiación es la terminación anticipada de una concesión por razones relacionadas con el interés público que debe ser declarado expresamente por la ley. Decomiso debe ser declarada por la autoridad otorgante o después de la ANEEL MME ha dictado una resolución administrativa definitiva que el concesionario, entre otras cosas: (i) no ha podido prestar un servicio adecuado o para cumplir con la ley aplicable o regulación, (ii) no ha la capacidad técnica, financiera o económica para proporcionar un servicio adecuado, o (iii) no ha cumplido con las sanciones impuestas por la autoridad otorgante. El concesionario podrá impugnar la expropiación o confiscación de los tribunales. El concesionario tiene derecho a una indemnización por sus inversiones en activos expropiados que no han sido completamente amortizado o depreciado, después de la deducción de los importes de las multas y daños causados por el concesionario.

•

De caducidad. Cuando expira la concesión, todos los bienes, derechos y privilegios que son esencialmente relacionada con la prestación de los servicios de electricidad volver al Gobierno de Brasil. Después de la expiración, el concesionario tiene derecho a una indemnización por sus inversiones en activos que no han sido completamente amortizado o depreciado en el momento del vencimiento.

Sanciones La Ley N º 9.427 del 26 de diciembre de 1996, según enmendada, aprobada por el Gobierno brasileño y la regulación de la ANEEL rigen la imposición de sanciones contra los agentes del sector eléctrico y clasificar las sanciones que correspondan según la naturaleza y la importancia de la infracción (incluyendo las advertencias , multas, suspensión temporal del derecho a participar en los procedimientos de licitación de nuevas concesiones, licencias o autorizaciones y confiscación). Por cada infracción, las multas pueden ser hasta un 2% de los ingresos (neto de impuesto al valor agregado y el impuesto sobre los servicios) de la empresa concesionaria en el período de 12 meses anteriores a cualquier aviso de la evaluación. Algunas infracciones que pueden resultar en multas relacionadas con el hecho de que el agente para solicitar la aprobación de la ANEEL incluyendo las siguientes: •

entrar en ciertas transacciones con partes relacionadas;

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venta o cesión de los activos relacionados con los servicios prestados, así como la imposición de cualquier gravamen (incluyendo cualquier garantía, fianza, garantía, prenda e hipoteca) sobre ellos o cualquier otro activo relacionado con la concesión o los ingresos de los servicios de la electricidad, y

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cambios en la participación mayoritaria de la titular de la autorización o concesión.

Con respecto a los contratos celebrados entre partes relacionadas que están sometidas a la aprobación de la ANEEL, ANEEL puede tratar de imponer restricciones a los términos y condiciones de dichos contratos y, en circunstancias extremas, determinar que el contrato sea rescindido.

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Principales autoridades Ministerio de Minas y Energía El MME es el regulador primario del gobierno brasileño de la industria de la energía que actúa como la autoridad que otorga en nombre del Gobierno de Brasil, y dotados de las capacidades de formulación de políticas, regulación y supervisión. El gobierno brasileño, que actúa principalmente a través de la MME, llevará a cabo ciertas funciones que antes estaban bajo la responsabilidad de la ANEEL, incluyendo la elaboración de directrices que rigen el otorgamiento de concesiones y la emisión de directivas que regulan el proceso de licitación para las concesiones relativas a los servicios públicos y activos públicos. ANEEL La industria de energía de Brasil es regulada por la ANEEL, una agencia independiente de regulación federal. Responsabilidad primaria de la ANEEL tiene por objeto regular y supervisar la industria de la energía en línea con la política dictada por el MME, y para responder a las cuestiones que le sean delegadas por el gobierno brasileño y por el MME. Responsabilidades actuales de la ANEEL incluyen, entre otros: (i) la administración de las concesiones para las actividades de generación, transmisión y distribución, incluyendo la aprobación de las tarifas de electricidad, (ii) la promulgación de las regulaciones para la industria eléctrica, (iii) la aplicación y la regulación de la explotación de fuentes de energía , incluyendo el uso de la energía hidroeléctrica, (iv) promover el proceso de licitación pública para nuevas concesiones; (v) la solución de controversias administrativas entre las entidades de la generación de electricidad y los compradores de electricidad, y (vi) la definición de los criterios y la metodología para la determinación de las tarifas de transporte. Consejo Nacional de Política Energética El 6 de agosto de 1997, de conformidad con el artículo 2 de la Ley N º 9.478, el Conselho Nacional de Política Energética (El Consejo Nacional de Política Energética y CNPE) fue creado para asesorar al presidente de Brasil con respecto al desarrollo y la creación de la política energética nacional. La CNPE está presidida por el Ministro de Minas y Energía, y la mayoría de sus miembros son los ministros del Gobierno de Brasil. El CNPE fue creado para optimizar el uso en Brasil de los recursos energéticos y para asegurar el suministro de electricidad en el país. Operador del SistemaNacional de Energía Eléctrica El ONS fue creada en 1998. ONS es una entidad privada sin fines de lucro compuesto por consumidores libres y empresas de servicios públicos de energía dedicada a la generación, transmisión y distribución de electricidad, además de otros participantes del sector privado, tales como los importadores y exportadores. La Ley Reguladora de Electricidad otorgó el Gobierno de Brasil el poder de nombrar a tres ejecutivos a bordo ONS de los ejecutivos. La función principal de la ONS es coordinar y controlar la generación y transmisión de las operaciones en el sistema eléctrico interconectado, sujetos a regulación y supervisión de la ANEEL. Los objetivos y las principales responsabilidades de la ONS son: la planificación operativa de la industria de generación, la organización del uso del sistema de energía nacional interconectado y las interconexiones internacionales, que garantizan que todas las partes en la industria tiene acceso a la red de transmisión de una manera no discriminatoria, asistir en la expansión del sistema de energía, proponiendo planes de la MME de prórroga de la Red Básica (que las propuestas deben ser tenidas en cuenta en la planificación de la expansión del sistema de transmisión) y las normas de presentación para la operación del sistema de transmisión para la aprobación de la ANEEL. Los generadores deben declarar su disponibilidad para ONS, que a su vez los intentos de establecer un programa de despacho óptimo de electricidad. Cámara de comercio de energía El 12 de agosto de 2004, el gobierno brasileño promulgó un decreto que establece la normativa aplicable a la nueva Câmara de Comercialización de Energía Eléctrica (Cámara de Comercialización de Energía o CCEE). El 10 de noviembre de 2004, la CCEE sucedió a la Mercado Atacadista de Energía Eléctrica (Mercado de Energía Mayorista) en el mercado en el que todas las empresas de electricidad a gran generación, comerciantes de energía y de los importadores y exportadores de electricidad había participado y en el que el precio spot de la electricidad se determinó. La CCEE asumió todos los activos y operaciones del Mercado de Energía Mayorista (que previamente había sido regulada por la ANEEL). Una de las funciones principales de los CCEE es la realización de subastas públicas en el mercado regulado, ver "-del mercado regulado". Además, los CCEE es responsable, entre otras cosas, para: (i) el registro de todos los acuerdos de compra de energía en el Contratos de Comercialización de Energía no Regulado Ambiente (Mercado Regulado o CCEAR), y los acuerdos resultantes de los ajustes del mercado y el volumen de electricidad contratada en el mercado libre, ver "-el libre mercado", y (ii) la contabilidad y liquidación de transacciones a corto plazo. Los miembros de la CCEE se incluyen las empresas de generación, distribución y comercialización, así como consumidores libres. Su junta directiva está compuesta por cuatro directores nombrados por sus miembros y un director, quien se desempeña como presidente del consejo de administración, nombrado por el MME. De acuerdo con el Decreto N º 5.163 de 2004, el cálculo del precio de la energía vendida en el mercado spot es la responsabilidad de los CCEE. Empresa de Energía de Investigación El 16 de agosto de 2004, el gobierno brasileño promulgó un decreto creando la Empresa de Pesquisa Energética (Empresa de Investigación Energética o EPE), una compañía de propiedad estatal que se encarga de llevar a cabo la investigación estratégica en la industria de la energía, en particular con respecto a la energía eléctrica, petróleo, gas, carbón y fuentes de energía renovables. La investigación llevada a cabo por la EPE está subvencionado por el MME como parte de su función de formulación de políticas en el sector energético.

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Sector de la Energía Comité de Seguimiento La Ley Reguladora de Electricidad autorizó la creación, en virtud del Decreto Federal 5175 del 9 de agosto de 2004, de la Comitê de Monitoramento Sector Eléctrico (Industria de la Energía o el Comité de Seguimiento CMSE), que actúa bajo la dirección de la MME. El CMSE es responsable de la supervisión de las condiciones de suministro del sistema y para proponer medidas de prevención (incluida la demanda relacionados con la acción y la contratación de una reserva de la oferta) para restaurar las condiciones de servicio en su caso. Transmisión de Energía Eléctrica en Brasil El transporte de grandes volúmenes de electricidad a larga distancia se hace a través de una red de líneas de transmisión y subestaciones con voltajes iguales o superiores a 230 kV, conocida como la Red Básica. Líneas de transmisión en Brasil suelen ser muy largos, ya que la mayoría de las centrales hidroeléctricas están situadas generalmente lejos de los grandes centros de consumo de energía. En la actualidad, el sistema del país es casi totalmente interconectado. Sólo los estados de Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondonia y parte de Pará aún no están vinculados al sistema eléctrico interconectado. En estos estados, la oferta es realizada por pequeñas plantas térmicas o hidroeléctricas ubicadas cerca de sus respectivas capitales. El sistema de energía interconectado, ofrece para el intercambio de energía entre las diferentes regiones de una misma región cuando se enfrenta a problemas de generación de energía hidroeléctrica debido a una caída en sus niveles de embalse. A medida que la temporada de lluvias son diferentes en el sur, sureste, norte y noreste de Brasil, Las líneas de transmisión de alto voltaje (500 kV o 750 kV) hacen posible que los lugares con la potencia suficiente para ser proporcionados por la generación de centros que se encuentran en una situación más favorable. Operamos aproximadamente el 61% de las redes de transmisión de alto voltaje en Brasil, A 31 de diciembre de 2009. Cualquier agente de poder en el mercado eléctrico que produce o consume tiene derecho a utilizar la Red Básica. Consumidores libres también tienen este derecho, previsto que cumplir con ciertos requisitos técnicos y legales. Esto se llama acceso libre y está garantizada por ley y por la ANEEL. La operación y gestión de la Red Básica es la responsabilidad del ONS, que también es responsable de la gestión de energía de las plantas de despacho en las condiciones más favorables, que incluyen el uso del sistema de energía interconectado embalses de las hidroeléctricas y las centrales térmicas de combustible. En el ambiente de transición (2002-2005), se produjo una disminución gradual en la cantidad de potencia contratada en los contratos de suministro inicial, las empresas generadoras paga por el uso de la red de línea de transmisión, mientras que los distribuidores están obligados a pagar dos tipos de tarifas de transporte : (i) las tarifas nodales asociados a cada punto de conexión de los distribuidores se demanda de voltaje, y (ii) la tarifa de transmisión, asociado a los contratos de suministro inicial, que se aplicó a una parte de la demanda contratada en ese entorno. Una vez que los importes correspondientes a los contratos de suministro inicial se redujo a cero, la generación de energía, distribución y venta de empresas y consumidores libres tenía acuerdos de libre acceso que rigen su uso de líneas de transmisión en condiciones equivalentes a las de los agentes que ingresaron al mercado después de acceso libre se convirtió en obligatorio. En este ambiente de libre mercado, las tarifas de transporte se determina en función del uso efectivo que cada partido que accede a la Red Básica de él hace. La Ley Reguladora de la Electricidad, el libre mercado y el mercado regulado La Ley Reguladora de la Electricidad introdujo cambios importantes en la regulación de la industria de la energía con el fin de: (i) de ofrecer incentivos a entidades públicas y privadas para construir y mantener la capacidad de generación, y (ii) asegurar el suministro de electricidad en Brasil con aranceles bajos a través de procesos competitivos de licitación pública de electricidad. Las características principales de la Ley Reguladora de Electricidad incluye: •

Creación de un entorno paralelo para el comercio de electricidad, con: (i) un mercado más estable en términos del suministro de electricidad, así como para proporcionar mayor seguridad en el suministro a los consumidores cautivos, llamado el Mercado Regulado, y (ii) un mercado dirigidas específicamente a algunos participantes (por ejemplo, Los consumidores libres y empresas de comercialización), que permita un cierto grado de competencia en relación con el mercado regulado, llamado Ambiente de Contratação Livre (Mercado Libre);

•

Las restricciones a ciertas actividades de los distribuidores, a fin de garantizar que se centran sólo en su negocio principal para garantizar los servicios más eficientes y fiables a los consumidores cautivos;

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Eliminación de la auto-negociación, de proporcionar un incentivo a los distribuidores a comprar la electricidad a los precios más bajos disponibles en lugar de comprar la electricidad a partes relacionadas, y

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El respeto a los contratos celebrados con anterioridad a la Ley Reguladora de la Electricidad, con el fin de dar estabilidad a las transacciones realizadas antes de su promulgación.

La Ley Reguladora de Electricidad también excluye a nosotros y nuestras subsidiarias del Programa Nacional, que es un programa creado por el gobierno brasileño en 1990 con el fin de promover el proceso de privatización de empresas estatales. Desafíos a la Constitucionalidad de la Ley Reguladora de la Electricidad Al 31 de diciembre de 2009, la Ley Reguladora de Electricidad estaba siendo desafiado por razones de inconstitucionalidad ante la Corte Suprema de Brasil. El Gobierno de Brasil que se desestimara las demandas argumentando que las controversias constitucionales fueron discutibles, ya que en relación con una medida provisional que ya había sido convertido en ley. Sin embargo, el 4 de agosto de 2004, la Corte Suprema de Brasil rechazó la petición del Gobierno brasileño y decidió escuchar las demandas y pronunciarse sobre sus méritos. La decisión final sobre este asunto está sujeto a la mayoría de votos de los 11 magistrados, previsto que un quórum de por lo menos ocho jueces deben estar presentes. Hasta la fecha, la Corte Suprema

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de Brasil no ha adoptado una decisión definitiva y no se sabe cuando una decisión puede ser alcanzado. La Corte Suprema de Brasil falló por seis votos contra cuatro, para negar la medida provisional solicitada para suspender los efectos de la Ley Reguladora de Electricidad hasta la decisión final sobre el caso se ha hecho, sin embargo, la decisión final sigue pendiente. Por lo tanto, la Ley Reguladora de Electricidad se encontraba vigente al 31 de diciembre de 2009. Independientemente de la decisión final del Tribunal Supremo, ciertas partes de la Ley Reguladora de Electricidad en relación con las restricciones a los distribuidores de realizar actividades no relacionadas con la distribución de electricidad, incluyendo las ventas de energía por los distribuidores a los consumidores libres y la eliminación de la auto-tratar se espera que permanezcan en pleno vigor y efecto. Si la totalidad o una parte relevante de la Ley Reguladora de la Electricidad se determina inconstitucional por la Corte Suprema de Brasil, el esquema de regulación introducida por la Ley Reguladora de Electricidad puede perder su efectividad, lo que genera incertidumbre en cuanto a cómo el Gobierno de Brasil se definen las reglas de la energía eléctrica sector. Teniendo en cuenta que ya han comprado casi todas nuestras necesidades de electricidad hasta el año 2008 y que el traslado a tarifas de electricidad, se espera que continúen siendo reguladas por el régimen anterior a la Ley Reguladora de la Electricidad, con independencia del resultado de la decisión de la Corte Suprema, creemos que en el corto plazo, los efectos de tal decisión en nuestras actividades debería ser relativamente limitado. El efecto exacto de un resultado desfavorable de los procedimientos legales de nosotros y del sector eléctrico en su conjunto es difícil de predecir, y que podría tener un impacto adverso en nuestro negocio y resultados de las operaciones, incluso en el corto plazo (ver "Sección 3. D, Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con la industria de energía de Brasil "). Medio Ambiente en paralelo para el comercio de electricidad En virtud de la Ley Reguladora de la Electricidad, la electricidad operaciones de compra y venta se llevan a cabo en dos diferentes segmentos del mercado: (i) el mercado regulado, que contempla la compra por parte de las empresas de distribución a través de licitaciones públicas de toda la electricidad necesaria para abastecer a sus clientes cautivos, y (ii ) el libre mercado, que abarca la compra de electricidad por las entidades no reguladas (por ejemplo, consumidores libres y los operadores de energía). La electricidad generada por: (i) baja capacidad de generación de proyectos situados cerca de los puntos de consumo (por ejemplo, ciertas plantas de cogeneración y las pequeñas plantas hidroeléctricas), (ii) las plantas de beneficiado del programa Proinfa, tal como se define más adelante, y (iii ) de Itaipú, no está sujeta al proceso de licitación pública para el suministro de electricidad para el Mercado Regulado. La electricidad generada por Itaipú y que nos venden es comercializado por nosotros y los volúmenes que deben ser adquiridos por cada concesionario de distribución están obligados por el gobierno brasileño a través de la ANEEL. El ritmo al que se comercializa la electricidad generada por Itaipú están denominados en dólares de los EE.UU. y establecido en virtud de un tratado entre Brasil y Paraguay. Como consecuencia, las tasas de Itaipú aumentar o disminuir de acuerdo con la variación del dólar de EE.UU. /real tipo de cambio. Los cambios en el precio de la electricidad generada por Itaipú-, sin embargo, sujetas a la Parcela de un mecanismo de recuperación de costos discutidos más adelante en "Tarifas-de distribución". El Mercado Regulador En el mercado regulado, las empresas distribuidoras compren electricidad con clientes cautivos a través de subastas públicas gestionadas por la ANEEL, ya sea directa o indirectamente a través de la CCEE. Compras de electricidad se realizan a través de dos tipos de acuerdos bilaterales: (i)Contratos de Quantidade de Energía (Acuerdos de la Energía), y (ii)Contratos de Disponibilidade de Energía (Acuerdos de la capacidad). Bajo un acuerdo de energía, un generador se compromete a suministrar una cierta cantidad de energía eléctrica y asume el riesgo de que el suministro de electricidad podría verse afectada negativamente por las condiciones hidrológicas y los bajos niveles depósito, entre otras condiciones, que podría interrumpir el suministro de energía eléctrica, en cuyo caso el generador tendrá que comprar la electricidad en otros lugares con el fin de cumplir con sus compromisos de suministro. En virtud de un acuerdo de capacidad, un generador se compromete a hacer una determinada cantidad de capacidad disponible en el Mercado Regulador. En este caso, los ingresos del generador está garantizado y los distribuidores se enfrentan al riesgo de una escasez de suministro. Sin embargo, el aumento de los precios de la electricidad debido a una escasez de suministro se transmiten por los distribuidores a los consumidores. En conjunto, estos acuerdos incluyen los acuerdos de compra de energía en el Contratos de Comercialización de Energía no Regulado Ambiente (Mercado Regulador o CCEAR). En virtud de la Ley Reguladora de la Electricidad, la estimación de la demanda de los distribuidores es el principal factor en la determinación de la cantidad de electricidad al sistema en su conjunto se contraerá. Bajo el nuevo sistema, los distribuidores están obligados a contratar 100,0% de sus necesidades de electricidad proyectada, en comparación con 95.0% bajo el régimen anterior. Una desviación de la demanda real de la demanda proyectada podría dar lugar a sanciones a los distribuidores. De acuerdo con la Ley Reguladora de la Electricidad, las entidades de distribución de electricidad tienen derecho a transmitir a sus clientes los costes relacionados con la electricidad adquirida a través de subastas públicas, así como posibles impuestos y gastos relacionados con la industria de las licitaciones públicas, sujeto a ciertas limitaciones relacionadas con la incapacidad de los empresas de distribución para predecir con exactitud la demanda. El libre mercado El libre mercado cubre libremente negociado la venta de electricidad entre los concesionarios de generación, de los Productores Independientes de Energía, la auto-generadores, comercializadores de energía, los importadores de energía y consumidores libres. El libre mercado también incluye existente contratos bilaterales entre generadores y distribuidores hasta que expiren. Al vencimiento, los nuevos contratos deben ser celebrados de conformidad con las directrices de la Ley Reguladora de Electricidad. La mayoría de nuestros actuales contratos han expirado, aunque Eletrobras CGTEE tiene que continuará hasta 2012. Una vez que el consumidor ha optado por el libre mercado, sólo podrá volver al mercado regulado, una vez que ha dado el distribuidor correspondiente preaviso de cinco años, previsto que el distribuidor puede reducir ese término a su discreción. Un período tan prolongado de la notificación busca asegurar que, si es necesario, la construcción de costo-eficiente de nueva generación podría finalizar con el fin de abastecer el reingreso de los consumidores libres en el Mercado Regulador. De propiedad estatal generadores pueden vender la electricidad a los consumidores

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libres, pero a diferencia de los generadores privados, están obligados a hacerlo a través de un proceso público que garantice la transparencia y la igualdad de acceso a todas las partes interesadas. Previsiones del Mercado de consumo El nuevo modelo institucional también establece que los concesionarios de distribución de energía eléctrica son responsables de proporcionar una proyección de cinco años de la demanda, la base de sus acuerdos de suministro al por menor. Alentar a las empresas para hacer estimaciones más cercanas a la realidad y establecer una tolerancia a las desviaciones de carga estimada, MME fija sanciones en los casos en que el contrato de los distribuidores por menos energía de lo que realmente vende. Sin embargo, el nuevo modelo institucional también establece que los distribuidores en Brasil puede compensar las necesidades de energía con el excedente de otro distribuidor, debido a la proyección de cinco años obligatorios. De acuerdo con el nuevo modelo, hay una tarifa única para el suministro combinado que se deriva de la combinación de la energía generada a partir de diferentes fuentes que conforman el grupo. Una empresa de distribución que se estima un mercado de consumo más grande de lo que realmente tiene que estar provocando una sobrecarga y, en consecuencia, una mayor tarifa solo grupo, colocando una carga adicional para otros distribuidores con las proyecciones más eficiente. Por otro lado, si sus necesidades de energía estimado es menor de lo que realmente necesitan, esto podría someter al sistema al riesgo de racionamiento de energía que podrían requerir costosas medidas correctivas, especialmente para los distribuidores. Consumidores Libres De acuerdo con el nuevo modelo, un consumidor libre puede optar por: (i) siguen adquiriendo el poder de un distribuidor local, (ii) compra de energía eléctrica directamente de un productor independiente o de auto-productores con excedentes de energía, o comprar (iii) energía eléctrica a partir de un agente comercial de energía. La Ley Reguladora de Electricidad no permite que los concesionarios de distribución para vender energía eléctrica a los consumidores libres directamente (salvo en ciertas condiciones reglamentarias). La Ley Reguladora de Electricidad establece, además, que la opción de convertirse en un consumidor libre tiene que ser hecho cinco años antes. Este período de tiempo se estableció en vista de la sentencia que las distribuidoras deben contratar los volúmenes de energía eléctrica basada en sus propias estimaciones hechas cinco años de anticipación. Si un consumidor desea llegar a ser un consumidor libre, todos los acuerdos en vigor debe ser cumplido. En el caso de los acuerdos alcanzados por períodos de tiempo indeterminado, el aviso de plazo en el que cuenta es que debe darse aún no se ha establecido, pero en ningún caso podrán exceder de tres años. La Ley Reguladora de Electricidad permite, pero no obliga a los distribuidores, para dar mayor flexibilidad a estos plazos. De acuerdo con el artículo 8 de la Ley Reguladora de la Electricidad, los consumidores libres se les permite regresar al mercado regulador, mediante notificación al distribuidor local por lo menos cinco años de antelación. La Ley Reguladora de Electricidad tiene, en principio, establecer algunas condiciones, el poder y los umbrales de consumo que definen lo que los consumidores podrían calificar como "consumidores libres". Estos umbrales se han ido reduciendo a lo largo de los años para permitir que un número cada vez mayor de los consumidores a elegir esta opción, hasta que todos los consumidores de todas las clases diferentes pueden elegir qué proveedor se desea obtener el poder. La ley garantiza a los proveedores y su respectivo acceso gratis a los consumidores a la distribución pública y sistemas de transmisión operada por los concesionarios y los titulares de permiso pagado por cargos de reembolso por el uso de las redes de energía eléctrica y los costos de conexión. Con estas medidas, las autoridades están tratando de proteger tanto a consumidores cautivos y distribuidores, evitando la salida de los consumidores libres lo que aumenta las tarifas pagadas por los consumidores cautivos, los proveedores aprovechando el "paquete de umbral". Las autoridades se oponen a los movimientos oportunistas que consiste en aprovechar los distribuidores de un excedente de energía a inundar el mercado regulador y comprar energía eléctrica a precios más bajos y luego se reincorporan al mercado regulador tan pronto como hay una escasez de energía en el mercado que aumenta el poder de mercado las tasas. Actividades restringidas de Distribuidores Distribuidores en el sistema eléctrico interconectado, no se les permita: (i) desarrollar actividades relacionadas con la generación y transmisión de electricidad, (ii) vender energía eléctrica a los consumidores libres, a excepción de los de su área de concesión y en las mismas condiciones y tarifas de mantenimiento con respecto a los clientes cautivos en el Mercado Regulador, (iii) es titular, directa o indirectamente, ningún interés en ninguna otra empresa, corporación o sociedad, o (iv) desarrollar actividades que no están relacionados con sus respectivas concesiones, a excepción de las permitidas por la ley o en el contrato de concesión correspondiente. Generadores no se les permite mantener participaciones en exceso del 10,0% en los distribuidores. La Ley Reguladora de Electricidad ha concedido un período de transición de dieciocho meses para las empresas para adaptarse a estas reglas, y ANEEL puede extender dicho plazo por otros dieciocho meses en el caso de que las empresas están en condiciones de cumplir con tales requisitos dentro del plazo prescrito. Con carácter extraordinario, las empresas de distribución que se encuentran en proceso de cumplir con las normas antes mencionadas se les permitió ejecutar nuevos contratos, en violación de la restricción en las actividades antes mencionadas, hasta diciembre de 2004. Eliminación de la Auto-Negociación Desde la compra de la electricidad para los consumidores cautivos se llevará a cabo a través del mercado regulador, lo que se llama auto-negociación, en virtud del cual los distribuidores se les permitió cubrir hasta un 30% de sus necesidades de electricidad a través de la electricidad que se adquirió de compañías afiliadas, es no ya permitidos, excepto en el contexto de los acuerdos que fueron aprobados por la ANEEL antes de la promulgación de

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la Ley Reguladora de Electricidad. Los distribuidores pueden, sin embargo, hacer compras de las empresas afiliadas si el distribuidor participa en el proceso de licitación pública a través del mercado regulador, y el generador que ofrece el precio más bajo es una parte afiliada. Contratos ejecutados con anterioridad a la Ley Reguladora de la Electricidad La Ley Reguladora de Electricidad establece que los contratos celebrados por las empresas distribuidoras y aprobados por la ANEEL antes de la promulgación de la Ley Reguladora de Electricidad no se modificará para reflejar cualquier extensión en sus términos o modificación de los precios o volúmenes de electricidad ya contratados, con la excepción de los contratos de suministro inicial, tal como se describe a continuación. Durante el período de transición a un mercado de la energía libre y competitivo (1998-2005) que fue establecido por la Ley de la Industria Electrica, las compras y ventas de electricidad de generación y concesionarias de distribución se produjo en virtud de contratos de suministro inicial. El propósito del período de transición para permitir la introducción gradual de la competencia en la industria y para proteger a los participantes del mercado contra la exposición a los precios del mercado spot potencialmente volátiles. Según la Ley de Industria Eléctrica, la electricidad cometidos bajo contratos de suministro inicial se redujo en un 25% cada año entre 2003 y 2005. Las empresas de generación se les permitió el comercio de electricidad en exceso, sin contracciones en el mercado regulador o en el libre mercado y podría llevar a cabo las subastas públicas de los volúmenes de comercio que no existe contrato con los consumidores o los operadores de energía libre. Después de los contratos de suministro inicial expiró a finales de 2005, toda la electricidad tuvo que ser comprados en el mercado regulador o en el Mercado Libre. Sin embargo, la Ley Reguladora de Electricidad permite a las empresas de generación de modificar los contratos de suministro inicial que se encontraban en pleno vigor y efecto a partir de agosto de 2002, de conformidad con el artículo 25 de la Ley Reguladora de Electricidad. Las empresas públicas de generación que han modificado sus contratos de suministro inicial no están obligados a reducir en un 25% la cantidad de electricidad cometidos bajo dichos contratos. Reglamento a la Ley Reguladora de la Electricidad El 30 de julio de 2004, las regulaciones del gobierno brasileño promulgó a la compra y venta de electricidad en el mercado regulador y el libre mercado, así como la concesión de autorizaciones y concesiones para los proyectos de generación de electricidad. Estas incluyen normas relativas a los procedimientos de subasta, la forma de acuerdos de compra de energía y la forma de pasar los costos a los consumidores finales, entre otras cosas. El reglamento establece que todos los Agente Consumidor (Compra de electricidad-los agentes) deben contratar todos los de su demanda de electricidad bajo los lineamientos del nuevo modelo. Agente Vendedor (Venta de electricidad-los agentes), medidas de apoyo probatorio que une la energía asignado para ser vendidos a las instalaciones de generación existentes o en proyecto de energía. Los agentes que no cumplan con estos requisitos están sujetos a las sanciones impuestas por la ANEEL. Las nuevas regulaciones ofrecen a las empresas de distribución eléctrica para cumplir con sus obligaciones de suministro de electricidad principalmente a través de subastas públicas. Además de estas subastas, las empresas distribuidoras podrán comprar electricidad a partir de: (i) empresas de generación que se conectan directamente a la compañía de distribución de tales, a excepción de las empresas de generación hidroeléctrica con una capacidad superior a 30 MW y ciertas empresas de generación térmica, (ii) proyectos de generación eléctrica que participan en la fase inicial del programa Proinfa, un programa diseñado para diversificar las fuentes de energía de Brasil, (iii) los acuerdos de compra de energía celebrados con anterioridad a la Ley Reguladora de Electricidad fue promulgada, y (iv) la planta hidroeléctrica de Itaipú. El MME establece la cantidad total de energía para ser contratado en el Mercado Regulador y la lista de proyectos de generación que le permitirá participar en las subastas de cada año. Desde 2005, todas las empresas la generación de electricidad, distribución y comercialización, los productores independientes de energía y consumidores libres han visto obligados a notificar a la ANEEL, el 1 de agosto de cada año, de su demanda de electricidad estimado o estimada la generación de electricidad, según el caso puede ser, por cada de los cinco años siguientes. Cada empresa distribuidora tiene la obligación de notificar a la ANEEL, en el plazo de 60 días antes de cada subasta de electricidad, de las cantidades de electricidad que tiene la intención de contratar en la subasta. Además, las empresas distribuidoras están obligadas a especificar la parte de la cantidad contratada que va a utilizar para abastecer a clientes potencialmente libres. Subastas de electricidad para los proyectos de nueva generación en el proceso se llevan a cabo: (i) cinco años antes de la fecha de entrega inicial (denominado "A-5" subastas), y (ii) tres años antes de la fecha de entrega inicial (denominado "A -3 "subastas). Hay subastas de electricidad a partir de las actuales instalaciones de generación de energía: (i), celebrada un año antes de la fecha de entrega inicial (denominado "A-1" subastas), y (ii) tenía aproximadamente cuatro meses antes de la fecha de entrega (en adelante, " ajustes del mercado "). Las invitaciones a presentar ofertas en las subastas son preparados por la ANEEL, de acuerdo con las directrices establecidas por el MME, incluyendo el requisito de utilizar la oferta más baja, como los criterios para determinar el ganador de la subasta. Cada empresa de generación que participa en la subasta se ejecuta un contrato para la compra y venta de electricidad con cada empresa distribuidora, en proporción a la demanda de las empresas distribuidoras de electricidad estimados respectivos. La única excepción a estas reglas se refiere a la subasta de ajuste del mercado, donde los contratos son entre la venta de específicos y las empresas de distribución. El CCEARs tanto para "A-5" y "A-3" Las subastas tienen un plazo de entre 15 y 30 años, y el CCEARs de "A-1" Las subastas tienen un plazo de entre cinco y 15 años. Contratos que de las subastas de ajuste del mercado se limitan a un período de dos años. Como CCEARs cuanto a la electricidad generada por las instalaciones de generación existentes, hay tres opciones para la reducción de la electricidad contratada: (i) la compensación por la salida de los consumidores potencialmente libres del mercado regulador (ii) la reducción, a criterio de las compañías de distribución, de hasta 4% anual del importe anual contratado debido a las desviaciones del mercado de las proyecciones de mercado estimado, que comienza dos años después de la demanda de electricidad inicial fue declarado, y (iii) los ajustes a la cantidad de electricidad

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establecidas en los contratos de adquisición de energía contraídos hasta el e incluyendo el 16 de marzo 2004, de conformidad con el artículo 29 del Decreto N º 5163 / 04 del 30 de julio de 2004. Las nuevas regulaciones también establecen un mecanismo, el valor anual de referencia, lo que limita la cantidad de gastos que pueden ser pasados a los consumidores finales. Dicho valor de referencia anual se corresponde con la media ponderada de los precios de la electricidad en el "A-5" y "A-3" subastas, calculado para todas las empresas de distribución. El valor anual de referencia crea un incentivo para las empresas de distribución de contrato para su demanda de electricidad previsto en el "A-5" subastas, donde los precios se espera que sean más bajos que en "A-3" subastas. El valor anual de referencia se aplicará en los tres primeros años de los acuerdos de compra de energía a partir de nuevos proyectos de generación de energía. Después del cuarto año, los costos de adquisición de electricidad a partir de estos proyectos podrán ser totalmente pasado a través. El decreto establece las siguientes limitaciones en la capacidad de las empresas de distribución de pasar a través de los costos a los consumidores: •

No pass-through de los costos de las compras de electricidad que superan el 103% de la demanda actual;

•

De paso limitado de costes para la compra de electricidad realizadas en un "A-3" la subasta, si el volumen de la electricidad adquirida supera el 2% de la demanda de electricidad que se compra en el "A-5" subastas;

•

Limitada de paso a través de los costos de adquisición de electricidad a partir de nuevos proyectos de generación eléctrica, si el volumen contratado de los nuevos contratos relacionados con las instalaciones de generación existentes es menor que el 96% del volumen de energía eléctrica previstas en el contrato a expirar;

•

El MME establecerá el precio máximo de adquisición de la electricidad generada por los proyectos existentes, y

•

Si los distribuidores no cumplen con la obligación de contratar plenamente su demanda, el pass-through de los costos de la energía adquirida en el mercado a corto plazo será el menor del Precio de Liquidación de Diferencias (PLD) y el valor anual de referencia.

Además, el reglamento y la Ley Reguladora de Electricidad relacionadas con permitir el argumento de que los consumidores con una demanda igual o superior a 3 MW suministrados en cualquier voltaje puede tener derecho a elegir su proveedor de electricidad. Desde octubre de 2004, en la fecha de su posterior reajuste tarifario o revisión de las tarifas, lo que ocurra primero, las empresas de distribución deben ejecutar contratos por separado para la conexión y el uso del sistema de distribución y la venta de electricidad a sus consumidores potencialmente libres. Con respecto a la concesión de nuevas concesiones, las normas recién promulgadas requieren licitaciones para nuevas instalaciones de generación hidroeléctrica para incluir, entre otras cosas, el porcentaje mínimo de la electricidad que se suministra al mercado regulador. Energía eléctrica Trading Convención Resoluciones ANEEL N º 109, del 26 de octubre de 2004 y N º 210, del 24 de febrero de 2006, regulan el Convenção de Comercialización de Energía Eléctrica (La Convención de Comercialización de Energía Eléctrica), que regula la organización y funcionamiento de la CCEE y de las condiciones de comercio de energía eléctrica y se definen, entre otros: (i) los derechos y obligaciones de los Agentes de CCEE, (ii) las sanciones que se impondrán a los agentes de incumplimiento (iii) los medios de solución de controversias; (iv) las normas del comercio en los mercados regulador y libre, y (v) el proceso de contabilidad y de compensación para transacciones de corto plazo. Operador Nacional del Sistema Eléctrico Resolución N º 173 del 30 de noviembre,2005 se creó una provisión para el cargo por servicio del sistema, Encargo de Serviço do Sistema (o ESS), que comenzó en enero de 2006 e incluye los precios y reajustes de tarifa para los concesionarios de distribución que forman parte de la Sistema Interconectado Nacional (La Red Nacional Interconectado). Este cargo se basa en las estimaciones realizadas por la ONS, hasta el 31 de octubre de cada año. Limitaciones de la propiedad En el año 2000, la ANEEL estableció nuevos límites a la concentración de ciertos servicios y actividades dentro de la industria de la energía. Debajo de estos límites, con la excepción de las empresas participantes en el Programa Nacional (que sólo deben cumplir con los límites de tales una vez que su última reestructuración de las empresas se lleva a cabo) no la compañía de electricidad (incluyendo su control y las empresas controladas) puede: (i) poseen más del 20% de la capacidad instalada de Brasil, el 25% de la capacidad instalada de la región sur / sudeste / centro-oeste de Brasil o el 35% de la capacidad instalada de la región norte / noreste de Brasil, excepto si dicho porcentaje corresponde a la instalación la capacidad de una planta de generación única, (ii) poseer más del 20% del mercado de distribución de Brasil, el 25% del mercado de distribución del sur / sudeste / centro-oeste o el 35% del mercado de distribución del norte / noreste, salvo en el caso de aumento en la distribución de energía eléctrica superior a las tasas de crecimiento nacional o regional, o (iii) poseer más del 20% del mercado de comercio de Brasil con los consumidores finales, el 20% del mercado de comercio de Brasil con los no consumidores finales o el 25% de la suma de los porcentajes anteriores. De acuerdo con el párrafo uno del artículo 31 de la Ley Reguladora de Electricidad, nosotros y nuestras subsidiarias Eletrobras Furnas, Chesf Eletrobras, Eletronorte Eletrobras, Eletrosul y CGTEE Eletrobras Eletrobras fueron excluidos del Programa Nacional. En consecuencia, estamos sujetos a los límites y las condiciones impuestas a la participación de los agentes en las actividades del sector eléctrico, de acuerdo con la Resolución N º 278/2000 ANEEL, cuyo objetivo es lograr una competencia efectiva entre los agentes y la prevención de una concentración en el servicios y actividades realizadas por los agentes del sector eléctrico. Esta resolución establece que un agente que no cumpla con estos límites no serán capaces de adquirir participaciones adicionales o la adquisición de activos de cualquier empresa dentro del sector eléctrico, que aumenta su cuota de capacidad instalada, la distribución de energía o las actividades de

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comercialización final y el intermediario. Por lo tanto, cualquier futura participación en nuevos proyectos en el sector de la energía (por ejemplo, la adquisición de nuevas concesiones para operar los activos de generación, transmisión y distribución) siempre en última instancia, sujeta a la aprobación de la ANEEL. Todas las empresas del sector eléctrico debe enviar la información actualizada relativa a la ANEEL de sus accionistas, la revelación de su accionista mayoritario (s) o grupo control (s) y cualquier participación directa o indirecta de los accionistas y grupos, además de cualquier otra información requerida por ANEEL. La Resolución N º 278/2000 también establece límites en el comercio de electricidad entre empresas relacionadas en el sistema eléctrico interconectado. Las tarifas para el uso de la Distribución y Sistemas de Transmisión ANEEL supervisa la regulación de tarifas que rigen el acceso a la distribución y los sistemas de transmisión y el establecimiento de tarifas para el uso y acceso a los sistemas, dijo. Las tarifas son las siguientes: (i) cargos por uso de red, que se cobra por el uso de la red de locales de propiedad de las empresas de distribución (o TUSD), y (ii) una tarifa por el uso del sistema de transmisión, que es la Red Básica y sus instalaciones auxiliares (o TUST). Además, las empresas de distribución en el sistema eléctrico del sur / sureste Interconectado pagar los cargos específicos para la transmisión de la electricidad generada en Itaipú y para el acceso al sistema de transmisión. TUSD La TUSD es pagada por los generadores y consumidores libres para el uso del sistema de distribución de la empresa de distribución al que está conectado el generador correspondiente o de consumo libre y se revisan anualmente en función de un índice de inflación. El importe a pagar se calcula multiplicando la cantidad de electricidad contratada con la compañía de distribución para cada punto de conexión, en kW, por la tarifa de R $ / kW que se establece por la ANEEL. Nuestras empresas de distribución reciben el TUSD pagado por los consumidores libres en sus áreas de concesión y por algunas otras empresas de distribución que están conectados a nuestro sistema de distribución.

TUST El TUST es pagado por las empresas de distribución, los generadores y consumidores libres para el uso de la Red Básica y se revisa anualmente en función de: (i) un índice de inflación, y (ii) los ingresos anuales de las empresas de transmisión. De acuerdo con los criterios establecidos por la ANEEL, los propietarios de las diferentes partes de la red de transmisión se han trasladado a la coordinación de sus instalaciones a la ONS, a cambio de recibir los pagos de los usuarios regulados del sistema de transmisión. Usuarios de la red, incluyendo las compañías de generación, las empresas de distribución y consumidores libres, han firmado contratos con el ONS que les da derecho a utilizar la red de transporte a cambio del pago de las tarifas publicadas. Otras partes de la red que son propiedad de las empresas de transmisión, pero que no se consideran parte de la red de transmisión están disponibles directamente a los usuarios interesados que pagan una cuota especificada a la empresa de transmisión correspondiente. Contrato de acceso al sistema de conexión intermediario - Cargo de acceso Algunas compañías de distribución, especialmente en el Estado de São Paulo, el acceso a la Red Básica a través de un sistema de conexión intermediario situado entre las líneas de distribución respectiva y la Red Básica. Esta conexión se formaliza mediante un contrato de acceso al sistema de conexión intermediario suscritos con los concesionarios de transmisión que esas instalaciones propias. Compensación por las empresas de transporte está regulado por la ANEEL y se define de acuerdo con el costo de los activos, tanto si son de su propiedad exclusiva o compartida entre los agentes del sector eléctrico. El corresponsal de la compensación relacionados con el uso del sistema de conexión intermediario es revisado anualmente por ANEEL de acuerdo con un índice de inflación y los costes relativos a los activos. Itaipú Transporte de carga La planta de Itaipú tiene una red de transmisión exclusiva operado en alterna y corriente continua, que no se considera parte de la red básica o de la conexión del sistema de intermediación. El uso de este sistema se ve compensado por un cargo específico, denominado el cargo de transporte de Itaipú, pagados por las empresas con derecho a cuotas de la electricidad de Itaipú, en proporción a sus cuotas. Las tarifas de distribución Las tasas de Distribución de los aranceles están sujetos a revisión por la ANEEL, que tiene la autoridad para ajustar y revisar las tarifas en respuesta a cambios en los costos de compra de electricidad y las condiciones del mercado. Al ajustar las tarifas de distribución ANEEL divide los costos de las empresas de distribución entre: (i) los costos que están fuera del control de la distribuidora (o un paquete costos), y (ii) los costos que están bajo el control de los distribuidores (o Parcela costes B) . El reajuste de las tarifas se basa en una fórmula que toma en cuenta la división de costos entre las dos categorías. Parcela A costos incluyen, entre otros, los siguientes: •

costos de la electricidad comprada para su reventa en virtud de contratos de suministro inicial;

•

los costos de compra de electricidad de Itaipú;

•

los costos de compra de electricidad en virtud de acuerdos bilaterales que se negocian libremente entre las partes, y

•

cierta conexión y otros cargos por uso de sistemas de transmisión y distribución.

Parcela B se determinan los costos de restar todos los gastos de la Parcela A partir de los ingresos de la empresa distribuidora.

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Acuerdo, cada compañía de distribución de concesión prevé un ajuste de la tarifa anual (reajuste anual). En general, Parcela A los costos se reflejará íntegramente a los consumidores. Parcela B costos, sin embargo, se ajustan por inflación de acuerdo con el índice IGP-M. Empresas distribuidoras de electricidad tienen también derecho a Revisão Periódica (Revisiones) cada cuatro o cinco años. Estas revisiones están dirigidas a: (i) los ingresos asegurando son suficientes para cubrir Parcela los costos de operación B y una indemnización adecuada para las inversiones esenciales para los servicios en el ámbito de la concesión de cada una de esas empresas, y (ii) la determinación del "factor X", que se basa en tres componentes: (a) las ganancias esperadas de la productividad del aumento de la escala, (b) las evaluaciones de los consumidores (verificado por la ANEEL), y (c) los costos laborales. El factor X se utiliza para ajustar la proporción de la variación en el índice IGP-M que se utiliza en los ajustes anuales. En consecuencia, al término de cada revisión periódica, la aplicación del factor X requiere que las compañías de distribución de compartir sus ganancias en productividad con los consumidores finales. El traspaso de los costos de compra de electricidad en contratos de suministro negociados antes de la promulgación de la Ley Reguladora de la Electricidad está sujeta a un límite sobre la base de un valor establecido por la ANEEL para cada fuente de energía diferente (por ejemplo, hidroeléctricas, termoeléctricas y fuentes alternativas de energía) . Este límite se ajusta anualmente para reflejar los aumentos en los costos incurridos por los generadores. Este ajuste tiene en cuenta: (i) la inflación, (ii) los gastos en divisas, y (iii) los costos de combustible relacionados (por ejemplo la oferta de gas natural). Gastos ocasionados corresponde al menos el 25% de los gastos ocasionados por generadoras. Además, los concesionarios de distribución de energía eléctrica tienen derecho a Revisão Extraordinaria (Examen extraordinario) de los aranceles, en una base de caso por caso, para garantizar su equilibrio financiero y compensarlos por los costos imprevisibles, incluidos los impuestos, que cambia significativamente su estructura de costos. Programas de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica Programa Prioritario Termoeléctrico En 2000, un decreto federal creó el Programa de Prioritário Termeletricidade (El Programa de Prioridad Termoeléctrica o PPT), a los efectos de diversificar la matriz energética brasileña y la disminución de su fuerte dependencia de las centrales hidroeléctricas. Los beneficios otorgados a las plantas termoeléctricas en el PPT incluyen: (i) la garantía de suministro de gas por 20 años, (ii) la garantía de que los costos relacionados con la adquisición de la electricidad producida por centrales termoeléctricas serán transferidos a las tarifas hasta un valor normativo determinado por ANEEL, y (iii) la garantía de acceso a un programa de financiamiento del BNDES especiales para la industria de la energía. Sin embargo, este programa aún no se ha aplicado plenamente. Proinfa En 2002, el programa Proinfa fue establecido por el Gobierno de Brasil para crear ciertos incentivos para el desarrollo de fuentes alternativas de energía, tales como proyectos de energía eólica, pequeñas centrales hidroeléctricas y de biomasa. Al igual que con algunos programas sociales, estamos involucrados en la administración del programa Proinfa. Bajo el programa Proinfa, que comprar la electricidad generada por estas fuentes alternativas para un período de hasta 20 años y su transferencia a los consumidores libres y ciertas compañías de distribución eléctrica (que son responsables de incluir los costos del programa en las tarifas de todos los consumidores finales en su área de concesión respectiva, excepto para consumidores de bajos ingresos). En su fase inicial, el programa Proinfa se limita a una capacidad total contratada de 3.300 MW (1.100 MW para cada una de las tres fuentes alternativas de energía). Proyectos que aspiran a gozar de los beneficios del programa Proinfa deberá ser plenamente operativa el 31 de diciembre de 2008. En su segunda fase, que comenzará después del límite de 3.300 MW que se alcance, el programa Proinfa está destinado, en un período de hasta 20 años de haber contraído una capacidad equivalente al 10% del consumo nacional anual de electricidad. La producción de energía para la comercialización dentro del programa Proinfa no será proporcionada por los concesionarios de generación ni por Productores Independientes de Energía. Dicha producción sólo puede ser proporcionada por un productor independiente y autónoma, que no pueden ser controladas o por afiliados a un concesionario de generación o de un Productor Independiente de Energía o controlada por, o afiliados a las entidades de control. Investigación y Desarrollo – P & D Los concesionarios y empresas autorizadas a participar en la distribución del poder público, las empresas de generación y transmisión están obligados a invertir cada año al menos el 1,0% de sus ingresos netos de explotación en la investigación de la energía eléctrica y el desarrollo. Las empresas que sólo generan energía eólica, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas no están sujetos a este requisito. Tasas reguladoras Fondo de Reserva Global de Reversión En ciertas circunstancias, las compañías eléctricas se compensan los activos utilizados en relación con una concesión si la concesión es finalmente revocado o no renovado. En 1971, el Congreso brasileño creó una Reserva Mundial de Reversão (Una Reserva Global de Reversión del Fondo o el Fondo RGR) diseñado para proporcionar fondos para la indemnización. En febrero de 1999, la ANEEL revisó la evaluación de una tasa que requieren todos los distribuidores y generadores de ciertos operan bajo regímenes de servicio público para hacer aportes mensuales al Fondo RGR a una tasa anual igual a 2,5% de los activos fijos de la empresa en el servicio, pero no exceder de 3,0% de los ingresos operativos totales en un año. En los últimos años, sin concesiones se han revocado o no han podido ser renovados, y en los últimos años el Fondo RGR ha sido utilizada principalmente para financiar proyectos de generación y distribución. El Fondo RGR está programado para ser eliminado en 2010, y la ANEEL está obligado a revisar la tarifa para que el consumidor va a recibir algún beneficio de la terminación del Fondo RGR.

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Fondo de uso público El Gobierno brasileño ha impuesto una cuota a los productores independientes que dependen de los recursos hídricos, a excepción de pequeñas centrales hidroeléctricas, similar a la tasa percibida en las empresas del sector público en relación con el Fondo RGR. Productores Independientes de Energía están obligados a hacer contribuciones a la Fundo de Uso Público de Bem (El Fondo de uso público o del Fondo UBP) de acuerdo con las reglas del proceso de licitación pública correspondiente para el otorgamiento de concesiones. Hemos recibido los pagos del Fondo UBP al 31 de diciembre de 2002. Todos los pagos al Fondo UBP desde 31 de diciembre de 2002 son pagados directamente al gobierno de Brasil. Cuenta de Consumo de Combustible Las empresas de distribución, y las empresas de generación que venden directamente al consumidor final, debe contribuir a la Conta de Consumo de Combustível (La cuenta de consumo de combustible o la cuenta CCC). La Cuenta CCC fue creada en 1973 para generar reservas financieras para cubrir los elevados costos asociados con el aumento del uso de plantas de energía termoeléctrica, en el caso de una escasez de lluvias, dado los altos costos marginales de operación de plantas de energía termoeléctrica en comparación con las plantas de energía hidroeléctrica. En febrero de 1998, el Gobierno brasileño prevé la eliminación gradual de la Cuenta CCC. Los subsidios de la Cuenta CCC han sido eliminados en un período de tres años a partir de 2003 para las plantas termoeléctricas de energía construidas antes de febrero de 1998 y que pertenece al sistema eléctrico interconectado. Las plantas termoeléctricas construidas después de esa fecha no tendrá derecho a los subsidios de la Cuenta CCC. En abril de 2002, el Gobierno del Brasil estableció que los subsidios de la Cuenta de la CCC se seguirá pagando a las plantas termoeléctricas ubicadas en regiones aisladas por un período de 20 años con el fin de promover la generación de electricidad en esas regiones. Compensación Financiera por la Utilización de Recursos Hídricos Los titulares de concesiones y autorizaciones para la exploración de los recursos hidroeléctricos en Brasil debe pagar los honorarios a los estados y municipios brasileños para el uso de los recursos hídricos. Estas cantidades se basan en la cantidad de electricidad generada por cada empresa y se les paga a los estados y municipios donde está ubicada la planta o depósito de la planta conforme a la Resolución 67 del 23 de febrero de 2001. ANEEL Cuota de Inspección La tasa de inspección ANEEL es una cuota anual a pagar por los titulares de concesiones, permisos o autorizaciones en proporción a su dimensión y sus actividades. La ANEEL cantidades de Inspección cuota de hasta el 0,5% de los beneficios económicos realizados por los titulares de concesiones, permisos o autorizaciones y se recoge por la ANEEL en doce cuotas mensuales. Cuenta de Desarrollo Energético En 2002, el Gobierno de Brasil instituyó el Conta de Desenvolvimento Energético (Cuenta de Desarrollo Energético de cuenta o CDE), que se financia a través de pagos anuales hechos por los concesionarios para el uso de activos públicos, sanciones y multas impuestas por la ANEEL y, desde 2003, la cuota anual que deben pagar los agentes que se ofrecen a los consumidores finales de electricidad, por medio de una carga que se añade a las tarifas para el uso de los sistemas de transmisión y distribución. Estas tarifas se ajustan anualmente. El CDE cuenta fue creada para apoyar el: (i) el desarrollo de la producción de electricidad en todo el país, (ii) la producción de electricidad mediante fuentes de energía alternativas, y (iii) la universalización de los servicios de energía a través de Brasil. La Cuenta del CDE estará en vigor durante 25 años y está regulada por la ANEEL y gestionado por nosotros. La Ley Reguladora de Electricidad establece que la falta de pago de la contribución al Fondo RGR, el programa Proinfa, la Cuenta del CDE, la Cuenta de la CCC, o pagos en virtud de la compra de electricidad en el mercado regulado o de Itaipú impide que la persona que no paga de recibir un reajuste tarifario (a excepción de una revisión extraordinaria) o recibir recursos provenientes del Fondo RGR, la cuenta o cuentas CDE CCC. Electricidad mecanismo de reasignación La Mecanismo hacer Realocação de Energía (Mecanismo de redistribución de la energía) ofrece protección financiera contra los riesgos hidrológicos de hidro-generadores de acuerdo a las normas de comercialización de energía, en efecto, para mitigar los riesgos hidrológicos compartidos que afectan a los generadores y asegurar el uso óptimo de los recursos hidroeléctricos del sistema eléctrico interconectado. El mecanismo garantiza que todos los generadores que participan en él será capaz de vender la cantidad de electricidad que han contratado para vender bajo contratos a largo plazo según lo determinado por la ANEEL, la que nos referimos como "electricidad garantizada", independientemente de su real producción de energía eléctrica, previsto que las centrales que participan en el mecanismo, en su conjunto, han generado electricidad suficiente. En otras palabras, el mecanismo de reasigna la electricidad, la transferencia de excedentes de electricidad de los generadores cuya generación fue superior a la electricidad seguro, a aquellos cuya generación fue menor que la electricidad asegurada. El despacho de generación efectiva se determina por el Operador del Sistema Eléctrico Nacional, que tiene en cuenta la demanda de electricidad en todo el país, las condiciones hidrológicas del sistema eléctrico interconectado y las limitaciones de transmisión. Reembolso de los costes de generación de la electricidad se trasladó previstos para compensar la ubicación de los generadores de electricidad para que el sistema por encima de su energía eléctrica garantizada. Los generadores son reembolsados por sus gastos variables de funcionamiento (excepto combustible) y los costos para el uso del agua. El costo total de la electricidad se trasladó (a partir de todos los generadores que proporcionan electricidad a los mecanismo de reasignación de energía) se combinan y se paga a los generadores que reciben electricidad a partir del mecanismo. El mecanismo incluye todas las plantas de energía hidroeléctrica con sujeción a la despacho centralizado del Operador del Sistema Eléctrico Nacional, pequeñas centrales hidroeléctricas que opten por participar en el mecanismo y las centrales térmicas con despacho centralizado, incluidos en los contratos de suministro inicial y cuyos costos de combustible son subsidiados por la cuenta de consumo de combustible. Desde 2003, el

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consumo de combustible las centrales eléctricas de cuenta sólo parcialmente participado en el mecanismo, debido a la reducción gradual de la subvención. De Energía Eléctrica de Servicios de Supervisión Fee - TFSEE ANEEL también cobra una comisión de supervisión de los servicios de energía eléctrica agentes y concesionarios. Esta cuota se llama la Energía Eléctrica Tarifa de Supervisión de Servicios (o TFSEE) y fue creado por la Ley No. 9427 del 26 de diciembre de 1996, y se cobra a razón de 0,5% del beneficio económico anual publicado por el agente o concesionario. El beneficio económico se determina sobre la base de la capacidad instalada de los concesionarios autorizados de generación y transmisión o en los ingresos por ventas anuales publicados por los concesionarios de distribución. Compensación económica por uso de recursos hídricos (CFURH) Los estados, el Distrito Federal, y los municipios, así como los organismos públicos directamente la administración federal todos reciben una compensación financiera de las empresas generadoras para el uso de los recursos hídricos para generar energía eléctrica. CFURH se basa en la potencia y la atención a los estados y municipios en los que se encuentra la planta o depósito. Este cargo no se evalúa en Pequeñas centrales hidroeléctricas, ya que están exentos de este requisito.

Cargo por Capacidad de Emergencia (ECE) ECE fue creado conforme a lo dispuesto en el artículo 1 de la Ley N º 10.438 del 26 de abril de 2002. Se valora en proporción a la final el consumo individual total de todos los consumidores atendidos por el sistema eléctrico interconectado y se clasifica como una carga arancelaria específica. ANEEL dictaminó que la base sería el costo de contratación de capacidad de generación de tensión o estimado por Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (o CBEE) en cualquier año dado. Racionamiento La Ley Reguladora de Electricidad establece que, en una situación en la que el Gobierno de Brasil decreta una reducción obligatoria en el consumo de electricidad en una región determinada, todos los acuerdos de la cantidad de energía en el Mercado Regulador, registrados en la CCEE en la que se encuentra el comprador, debe tener sus volúmenes ajustados en la misma proporción a la reducción del consumo. Los efectos de la Nueva Ley de Quiebras El 9 de febrero de 2005, el Gobierno brasileño promulgó la Ley N º 11.101, o la Nueva Ley de Quiebras. La Nueva Ley Concursal, que entró en vigor el 9 de junio de 2005, regula la recuperación judicial, la recuperación de las ejecuciones extrajudiciales y los procedimientos de liquidación y sustituye el procedimiento de reorganización de la deuda judicial conocido como concordata (Reorganización) para la recuperación judicial y extrajudicial de recuperación. La Nueva Ley Concursal establece que sus disposiciones no se aplican a las empresas propiedad de capital del gobierno y mixtos. Sin embargo, la Constitución Federal establece que las empresas de capital mixto, como Eletrobras, que operan un negocio comercial, estarán sujetas al régimen jurídico aplicable a las empresas privadas en materia de materia civil, comercial, laboral y fiscal. Por lo tanto, no está claro si o no las disposiciones en relación con la recuperación judicial y extrajudicial y los procedimientos de liquidación de la Nueva Ley de Quiebras que se aplican a nosotros. Recuperación Judicial Con el fin de solicitar la recuperación judicial, el deudor debe cumplir los siguientes requisitos: (i) llevar a cabo sus negocios de manera regular por más de dos años, (ii) no se quiebra (o, en caso de que el deudor estaba en bancarrota en el pasado, entonces todas las obligaciones derivadas de las mismas deben haber sido declaradas extinguidas por un fallo inapelable), (iii) no se haya concedido una recuperación judicial o cobro judicial especial en los cinco u ocho años anteriores a su solicitud, respectivamente, y ( iv no) haber sido condenado (o no tener un socio de control o el administrador que ha sido declarado culpable de) un delito de quiebra. Todas las reclamaciones existentes en el momento de la petición de cobro judicial están sujetos a tales procedimientos (incluidas las posibles reclamaciones), a excepción de las reclamaciones de las autoridades fiscales, los acreedores actúan como propietarios fiduciarios de las propiedades muebles o inmuebles, los arrendadores, los propietarios o vendedores comprometidos de reales bienes, incluso para desarrollos inmobiliarios, propietarios o en los acuerdos de venta con una cláusula de reserva de dominio (párrafo 3 del artículo 49 de la Ley de Quiebras de Nueva). La recuperación judicial puede ser implementado por medio de uno o más de las siguientes operaciones, entre otros (i) la concesión de los términos y condiciones especiales para el pago de las obligaciones del deudor, (ii) spin-off, fusión, transformación de la empresa , constitución de una filial en propiedad absoluta o la asignación de cuotas o participaciones, o (iii) la transferencia del control corporativo, (iv) la sustitución parcial o total de la administración del deudor, así como el otorgamiento a los acreedores el derecho de nombrar de forma independiente la gestión de y el poder de veto, (iv) aumento de capital, (v) el arrendamiento de sus locales; (vi) la reducción de los salarios, compensación de las horas y la reducción de la jornada laboral, por medio de la negociación colectiva; (vi) el pago en especie o el renovación de las deudas del deudor, (vii) la creación de una empresa compuesta de los acreedores; (viii) la venta parcial de activos, (ix) la equiparación de las cargas financieras del deudor, (x) la constitución de una usufructo en la empresa; (xi) la gestión compartida de la empresa; (xii) la emisión de valores, y (xiii) la creación de una sociedad de propósito especial para efectos de recibir los bienes del deudor. Recuperación de las ejecuciones extrajudiciales La Nueva Ley de Quiebras también creó el mecanismo de recuperación de las ejecuciones extrajudiciales, por medio del cual un deudor que cumpla con los requisitos para la recuperación judicial (como se indica más arriba) puede proponer y negociar con sus acreedores un plan de recuperación de las ejecuciones extrajudiciales, que deberá ser presentado a la corte para aprobación. Una vez aprobado, este plan se constituye un medio válido de ejecución. La recuperación de las ejecuciones extrajudiciales no es aplicable, sin embargo, para cualquier reclamación relacionada con los accidentes de trabajo o lugar de trabajo, así como a todas las reclamaciones excluidas de la recuperación judicial. Además, la solicitud de aprobación judicial de

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un plan de recuperación extrajudicial no se imponga una moratoria sobre los derechos, demandas y procedimientos de ejecución de los acreedores no están sujetas a dicho plan, y los acreedores podrán seguir para solicitar la quiebra del deudor. Liquidación La Nueva Ley de Quiebras cambiado el orden en que los créditos se clasifican en el contexto del procedimiento de liquidación con el siguiente orden, que se establece en el orden de prioridad: (i) los derechos laborales en general (limitado a una cantidad máxima de 150 veces el salario mínimo salario mensual de Brasil por los acreedores) y mano de obra los reclamos relacionados con la indemnización por accidentes de trabajo, (ii) los derechos de los acreedores garantizados (limitada a la cantidad de la garantía), (iii) los créditos fiscales (con excepción de las multas de impuestos), (iv) los créditos personales que gozan de privilegios especiales (como se define en los estatutos de otros), (v) los créditos personales que gozan de privilegios general (entre otros, los acreedores no asegurados que hayan suministrado bienes o servicios al deudor durante su recuperación judicial y los acreedores que están tan definidos en otras leyes), ( vi) las deudas no garantizadas (los acreedores no previstos en los apartados anteriores, los acreedores laborales cuyos créditos superan el límite de 150 salarios mínimos mensuales, y los acreedores cuyos créditos superan el monto de sus respectivas garantías), (vii) las multas contractuales y multas derivados de la desobediencia de las leyes, y (viii) las deudas subordinadas (conforme a lo dispuesto por la ley o en un acuerdo, y los acreedores que son socios o directivos de la empresa deudora, pero no en el contexto de una relación laboral). La Nueva Ley Concursal establece que sólo un acreedor reclama por un monto de más de 40 veces el salario mínimo mensual de Brasil puede iniciar un procedimiento de liquidación. Sin embargo, se permite a los acreedores a iniciar una demanda colectiva a fin de cumplir con el mínimo mencionado anteriormente. La Nueva Ley de Quiebras también se extendió (i) el período de tiempo en el que el deudor debe presentar su defensa en relación con una solicitud de su bancarrota de 24 horas a diez días, y (ii) el período de suspensión durante el cual no activos pueden ser vendidos o liquidados 60 a 90 días (ya sea de la fecha de presentación de la solicitud de quiebra, la petición de cobro judicial o de la fecha de la primera protesta de una nota, debido a su falta de pago por la empresa). C. Estructura Organizacional Operamos nuestras actividades de distribución, generación y transmisión en Brasil a través de los siguientes doce filiales regionales: •

Itaipú, la más grande del mundo central hidroeléctrica en el volumen de energía generada, en el que tanto nosotros como una entidad gubernamental del Paraguay (ANDE) cada uno una participación del 50%;

•

Eletrobrás Eletrosul, que participa en las actividades de transmisión en el estado de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul y Paraná;

•

Eletrobras Distribuição Piauí, que se dedica a las actividades de distribución en el estado de Piauí;

•

Eletrobras Distribuição Alagoas, que participa en las actividades de distribución en el estado de Alagoas

•

Eletrobras Distribuição Rondônia, que participa en las actividades de distribución en el estado de Rondonia;

•

Eletrobrás Eletronorte, que participa en las actividades de distribución de generación, transmisión y limitado, en el norte y parte del centro-oeste de las regiones de Brasil;

•

Eletrobras Chesf, que se dedica a la generación, transmisión en la región noreste de Brasil;

•

Eletrobras Furnas, que participa en las actividades de generación y transmisión, en el sureste y parte del centro-oeste de las regiones de Brasil;

•

Eletrobras Eletronuclear, que es propietaria y opera dos plantas nucleares, Angra I y Angra II y planea construir una tercera;

•

Eletrobras CGTEE, propietario y operador de centrales térmicas en la región sur de Brasil;

•

Eletrobras Distribuição Acre, que desarrolla actividades de distribución en el estado de Acre, Y

•

Eletrobras Amazonas Energia, que se dedica a la generación y distribución en el Estado de Amazonas. Antes del 31 de mayo de 2008 fue una subsidiaria de Eletronorte, pero ahora es propiedad directa de Eletrobras. Amazonas Energia ahora también opera en el interior del Estado de Amazonas que fue, hasta marzo de 2008, operado por el CEAM, que se utiliza para estar directamente en manos de Eletrobras, pero ya no existe como una empresa que opera independiente.

También somos el principal patrocinador de Cepel, El mayor centro de investigación tecnológica y el desarrollo de la industria eléctrica en América Latina. También tenemos un interés mayoritario en Eletropar. Eletropar es una sociedad holding que posee intereses minoritarios en los siguientes cinco compañías de distribución brasileñas: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de Sao Paulo SA - AES Eletropaulo, (ii) Energias do Brasil SA - Energias do Brasil, (iii) de la Companhia Transmissão de Energía Eléctrica Paulista - CTEEP, (iv) Empresa Metropolitana de Aguas e Energia SA - EMAE, y (v) Companhia Piratininga de Força e Luz - CPFL.

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El organigrama siguiente muestra, en forma resumida, nuestra estructura corporativa de la fecha de este informe (que también había en esa fecha participaciones minoritarias en 20 empresas estatales de servicios públicos a través de Brasil, No se indica en esta tabla):

AMR-307569 Nota: IC es sinónimo de la capacidad instalada y TL representa una línea de transmisión. 22 de febrero de 2008 se anunció que el Consejo de Administración de la subsidiaria de Eletrobrás Eletrosul decidió comprar una participación mayoritaria en la Empresa de Transmissão de Energía de Santa Catarina SA - SC Energia y Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul SA RS Energia, cada una de ellas es una empresa que se centra en la transmisión de electricidad. Las adquisiciones fueron aprobados por la ANEEL y, como resultado de esta adquisición, hemos mejorado nuestra capacidad de transmisión en la región sur de Brasil. D. Propiedad, planta y equipo Nuestras principales propiedades consisten en plantas de generación hidroeléctrica y las redes de transmisión que se encuentran en todo Brasil. El valor en libros de nuestra propiedad total de la planta y equipo al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre 2008 y 31 de diciembre de 2007 fue de R$ 74.435 millones de R$ 78.585 mil millones y $ 75,448 millones de dólares, respectivamente. La generación de energía de las plantas de nuestra generación es responsable de aproximadamente el 50,5% de la energía generada en Brasil y el funcionamiento de nuestra red de transmisión representa aproximadamente el 61% de la capacidad de transmisión de Brasil. Como resultado de la actual gran capacidad de energía hidroeléctrica sigue estando disponible en Brasil, Creemos que la energía hidroeléctrica seguirá teniendo un papel destacado en la para el crecimiento en el consumo de energía eléctrica. 4A ITEM.

COMENTARIOS SIN RESOLVER EL PERSONAL

No se aplica. TEMA 5.

OPERATIVO Y FINANCIERO Y PERSPECTIVAS

El siguiente análisis debe leerse conjuntamente con nuestros estados financieros consolidados incluidos en este informe anual. Información general Directamente ya través de nuestras filiales, estamos involucrados en la generación, transmisión y distribución de electricidad en Brasil. Nuestros ingresos principalmente provienen de: •

la generación de electricidad a través de nuestras filiales y su venta a compañías de distribución eléctrica y los consumidores libres, que en 2009, 2008 y 2007 sumaron R$ 18,1 mil millones o 79,9%, R $ 22,8 millones o 78,6% y R $ 17,2 mil millones o 70,8% del total de nuestra los ingresos netos, respectivamente;

•

la transmisión de electricidad, que en 2009, 2008 y 2007 sumaron R$ 4.2 mil millones o 16,6%, R$ 4.0 mil millones o 13,8%, y R$ 3,6 mil millones o 15.2% de nuestros ingresos netos totales, respectivamente, y

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•

la distribución de electricidad a consumidores finales, que en 2009, 2008 y 2007 sumaron R$ 1.8 mil millones o 11.0%, R$ 1.5 mil millones o el 5,2%, y R$ 2.9 mil millones o 11,9% de nuestros ingresos netos totales, respectivamente.

Las principales causas de nuestros resultados financieros son la demanda de electricidad (que a su vez es afectado por las condiciones macroeconómicas y de los acontecimientos externos, tales como el racionamiento de electricidad, que se produjo en 2001 y 2002) y el precio de la electricidad (que se determina según lo establecido en el "Punto 4.B, La Industria de la Energía de Brasil "). Aunque los niveles de consumo de electricidad superan los que existían antes de la crisis energética que se produjo en 2001 y 2002, la crisis energética que sigue afectando a nuestro reconocimiento de los ingresos y, en consecuencia, nuestros resultados de operación. Los factores principales que afectan a nuestro rendimiento financiero Condiciones macroeconómicas de Brasil Estamos afectados por las condiciones de la economía brasileña. El escenario macroeconómico de Brasil se ha caracterizado por un elevado dinamismo y una trayectoria consistente de los índices de inflación. El tipo de cambio, sin embargo, ha sido volátil. Salvo en el año de 2009, que fue altamente afectada por la crisis financiera global, el nivel de actividad de la economía brasileña ha mejorado en los últimos años. En 2007, el PIB brasileño creció un 5,4%, según el Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Dicho porcentaje fue de 1,7 puntos por encima del PIB nacional en el año anterior. En 2007, la tasa de inflación, medida por el IPCA fue del 4,5%, lo que permitió una reducción de la tasa Selic a 11,25%. El año de 2008 se caracterizó por los efectos negativos de la crisis financiera mundial causada por la EE.UU. sistema financiero. El principal impacto de la crisis sobre la economía brasileña fue la desaparición de las expectativas de la actividad económica en 2009 y 2010. El cambio en las expectativas para el año de 2009 provocó el aumento de los costos de capital de terceros, devaluación, disminución de los precios en el mercado de valores, y la reducción de la producción industrial. Sin embargo, la crisis no afectó significativamente la tasa de crecimiento de la economía, que fue del 5,1% en 2008. La inflación, medida por el IPCA fue del 5,9% para el año finalizado el 31 de diciembre de 2008. Dicho porcentaje estaba dentro de la meta establecida por el Banco Central, que oscila entre 2,5% y 6,5%. La razón por la cual la tasa de inflación se mantuvo dentro de dicho rango se debe a que el Banco Central elevó la tasa de interés de base en 2008 de 11,25% a 13,75%. En 2009, la economía brasileña mostró cierta resistencia a los efectos de la crisis. Aún así, la economía brasileña cerró el año en un nivel de crecimiento económico cercano a cero, influenciado por el débil desempeño del sector industrial. Además, las condiciones macroeconómicas y una economía estable permitió al Banco Central de volver a centrarse en la reducción de las tasas de interés. La tasa Selic alcanzó su nivel más bajo, lo que equivale al 8,7% desde julio de 2009. Del mismo modo, el real apreciado un 34,2% frente al dólar de EE.UU. en el año de 2009. Las reservas internacionales, de acuerdo con el Banco Central estaban por encima de EE.UU. $200,0 millones (siendo EE.UU. $ 239,1 mil millones al 31 de diciembre de 2009), lo que demuestra un aumento significativo en comparación con 2008, según el Banco Central. En 2010, los índices macroeconómicos y la mejora informe del Banco Central Focus, emitido el 28 de mayo de 2010, proyectó un crecimiento del PIB del 6,47% para el año 2010. Nuestro único integrado contratos de derivados relacionados con los contratos entre Eletrobrás y Eletronorte ALBRAS - Aluminio, S. A. Brasileiro (Productor de aluminio en el norte de Brasil), o ALBRAS, para el suministro de electricidad a ALBRAS. Sin embargo, en julio de 2007, nuestro Directorio Ejecutivo aprobó la aplicación de una política de cobertura de divisas extranjeras de utilizar los contratos de derivados para reducir la exposición a las variaciones de moneda extranjera. De conformidad con esta política, el monto a cubrir por cada año se decide de forma continua, y no hay montos fijos estipulados. La siguiente tabla muestra los datos relativos al crecimiento del PIB brasileño, la inflación y el real/ EE.UU. tasa de cambio del dólar para los períodos indicados:

Al 31 de diciembre, 2009 Crecimiento del PIB ................................................................................................... (0.2)% Inflación (IGP-M) ....................................................................................................... (1.71%) Inflación (IPCA) ......................................................................................................... 4.31% Apreciación (depreciación) del real frente al dólar de los EE.UU. ............................. 25.5% Al cierre del período de tipo de cambio - EE.UU. $ 1,00 ........................................... R$ 1.741 R$ Promedio del tipo de cambio - EE.UU. $ 1,00............................................................ R$ 1.997 R$

2008 5.1% 9.81% 5.90% (31.93)% 2.3370 R$ 1.8374 R$

2007 5.40% 7.75% 4.46% 17.15% 1.7713 1.9483

Fuentes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografía e Estatística y el Banco Central. Itaipú Itaipú, la mayor central hidroeléctrica, es propiedad conjunta de Brasil y Paraguay y fue establecido y es operado en virtud de un tratado entre los países. El tratado también establece la forma de Itaipú resultados de la operación será registrada, tanto por la Itaipú Binacional, la empresa que opera Itaipú, y por nosotros cuando la consolidación de la Itaipú Binacional resultados de las operaciones. De acuerdo con las exigencias de EE.UU. GAAP, consolidar los resultados de Itaipú.

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De conformidad con el tratado de Itaipú, estamos obligados a vender no sólo el 50% de la electricidad producida por Itaipú, que, a través de nosotros, Brasil posee, sino también que parte de la participación de Paraguay de la electricidad no utilizada por Paraguay. Como resultado vendemos aproximadamente el 95% de la electricidad producida por Itaipú. Los artículos 7 y 8 de la Ley N º 5899 de 05 de julio 1973 establecen el marco que las empresas de distribución utilizan para calcular el importe total de la energía adquirida de Itaipú. Mientras que Itaipú produce una gran cantidad de electricidad (que representa el 35,45% de la electricidad que se vende en 2009, frente a 37,08% en 2008 y 38,6% en 2007), el tratado de Itaipú establece que las ventas de electricidad de Itaipú se hizo en un no- ánimo de lucro, sin ningún efecto neto sobre los resultados de nuestras operaciones. Con el fin de llevar a cabo lo "ningún beneficio" requisito, las ganancias de la venta de la electricidad de Itaipú se acreditan en períodos posteriores a los consumidores residenciales y rurales de la electricidad a través del sistema eléctrico interconectado a través de sus facturas de electricidad (lo que reduce los ingresos por ventas de electricidad) y las pérdidas se tienen en cuenta por la ANEEL en el cálculo de tarifas de la electricidad en los períodos siguientes (lo que aumenta nuestros ingresos por ventas de electricidad). Beneficios para su posterior acredita a los consumidores se registran en nuestro balance como pasivos corrientes en "los derechos de reembolso" y las pérdidas que se facturados posteriormente, se registran como activos no corrientes en "los derechos de reembolso". Aunque las operaciones de Itaipú no afecta a nuestro resultado neto de explotación, que tienen un impacto significativo varios artículos de línea. En particular, los efectos de Itaipú se ven en la "electricidad comprada para la reventa" elemento de línea, ya que la mayoría de las cantidades en que partida representa la energía producida por Itaipú. Esta cantidad, que después de la consolidación representa sólo la porción paraguaya de la energía de Itaipú, sería mucho mayor si no consolidar la parte brasileña de la energía de Itaipú. Además, dado que los estados financieros de la Itaipú Binacional se preparan en dólares de los EE.UU. y traducido a reales en el tipo de cambio publicado por el Banco Central al cierre del período, cualquier movimiento del tipo de cambio entre el real y el dólar de EE.UU. puede tener un impacto importante en el "tipo de cambio y la ganancia monetaria" componente de la partida "Ingresos financieros (gastos), neto". Por otra parte, los costes de depreciación y amortización puede ser significativo, como resultado de las variaciones del tipo de cambio. Las regalías pagadas por cuenta de Itaipú para una gran proporción de la partida "Ingresos financieros (gastos), neto" y la deuda en relación con las cuentas de Itaipú para una parte importante de los "Gastos financieros" componente de "ingresos financieros (gastos), neto". El efecto acumulado de Itaipú, en estos y otros elementos se compensan y registrados en la partida de ingresos la línea de la declaración "la pérdida diferida de Itaipú". Los artículos 7 y 8 de la Ley N º 5899, de 5 de julio de 1973, atribuyen a las empresas distribuidoras brasileñas de la contratación de la cantidad total de la energía adquirida de Itaipú. De conformidad con la Ley N º 11480 / 2007, hemos sido capaces de aplicar un "factor de ajuste" de los contratos financieros celebrados entre nosotros y el de Itaipú y las cesiones de crédito celebrado entre nosotros y el brasileño Tesorería de la Federación antes del 31 de diciembre de 2007. El objetivo de este "factor de ajuste" fue para compensar el impacto de la tasa de inflación en el Estados Unidos en los pagos en dólares EE.UU.. En consecuencia, este "factor de ajuste" mide la tasa de inflación en relación con el índice de precios al consumidor (IPC) y otro índice que registra los cambios en los precios de la industria. Esta ley fue derogada y el Decreto N º 6265 de 22 de noviembre 2007 entró en vigor, que determina que una tasa equivalente al "factor de ajuste" anterior es que se traslade a los consumidores sobre una base anual. Para nuestro ejercicio 2008, empezamos a grabar las ganancias o pérdidas realizadas con respecto a la EE.UU. tasa de inflación como parte de nuestra partida "Ingresos de Explotación - Las ventas de electricidad". Variaciones del tipo de cambio Fluctuaciones en el valor de la real contra el dólar de EE.UU., en particular, las devaluaciones y / o depreciación de la real, Han tenido y seguirán teniendo un efecto sobre los resultados de nuestras operaciones. En particular, de conformidad con el tratado de Itaipú, todos los ingresos de Itaipú están denominados en dólares de los EE.UU.. Debido a que los estados financieros de la Itaipú Binacional se preparan en dólares de los EE.UU. y traducido a reales en el tipo de cambio publicado por el Banco Central al final del periodo, cualquier movimiento en el tipo de cambio entre el real y el dólar de EE.UU. puede tener un gran impacto en nuestros resultados operativos, en particular, "Diferencia de cambio y monetaria", el componente de la partida "Ingresos financieros (gastos), neto". Sin embargo, como en virtud del tratado de Itaipú la operación de Itaipú no está permitido tener ningún efecto neto sobre nuestros resultados operativos, cualquier ganancia o pérdida incurridos como resultado de cualquier apreciación o depreciación del dólar de EE.UU. en contra de la real, Entre otras cosas, posteriormente se verá compensado por las tarifas que cobramos a nuestros clientes residenciales y rurales. En nuestro estado de resultados, los efectos de la Itaipú, en las partidas descritas anteriormente son en cifras netas y se registran en el rubro "pérdidas diferidas de Itaipú". Hasta que la compensación se lleva a cabo, los resultados acumulados de las ganancias o pérdidas de las operaciones de Itaipú, neto de la compensación a través de los ajustes de tarifas, se realiza en nuestro balance como un activo en los "derechos de reembolso". Eletrobrás Eletronorte Durante muchos años nuestra filial Eletronorte fue utilizado como un vehículo para el desarrollo de la Región Norte de Brasil, el funcionamiento de alguna manera como una agencia de desarrollo. En particular, se ha suministrado electricidad en virtud de los contratos de suministro a precios que no cubren sus costos. Empezamos a renegociar los contratos de suministro, que son principalmente las empresas de la industria de la fundición de aluminio, en el año 2004 con el objetivo de revisar las tarifas para cubrir los costos de operación de Eletronorte y poco a poco pagar sus deudas. Eletronorte firmó un contrato el 11 de mayo de 2004, para vender electricidad a ALBRAS para proporcionar energía eléctrica para las operaciones industriales ALBRAS ', con un precio sobre la base del precio internacional del aluminio. Este contrato entró en vigor el 1 de junio de 2004. ALBRAS podrá rescindir el contrato con preaviso de dos años si se opta por suspender la producción o comenzar a utilizar sus propios recursos para la generación de energía. ALBRAS no está obligado a pagar cualquier cantidad en relación con la terminación. El plazo total de este contrato es de 20 años y el contrato incluye un pago anticipado de energía de R$ 1.2 mil millones. Ver Nota 27 a nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1.

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Una de las principales fuentes de ingresos de Eletrobrás Eletronorte proviene de la planta hidroeléctrica de Samuel, cuya primera concesión expiró en septiembre de 2009. El 18 de julio de 2006, Eletronorte solicitó a la ANEEL la extensión de la concesión, que fue ampliado el 11 de marzo de 2010 por otros 20 años, sujeto a la ejecución del contrato de concesión nueva. Para el 2009 las ganancias netas atribuibles a Eletronorte fue de R$ 304 millones, frente a las pérdidas de R$ 2.425 millones en 2008 y las pérdidas de R$ 542 millones en 2007. El aumento significativo de las pérdidas de la Eletronorte en 2008 fue en gran parte debido a las deficiencias. Hemos provisionado nuestras deficiencias en el valor de R$ 770 millones en el cumplimiento de las FAS 144. Reguladas las tarifas de distribución Para 2009, el 7,8% de nuestros ingresos netos se derivaron de la distribución de electricidad. Las empresas de distribución generalmente producen pérdidas, lo que es probable que continúen en las tarifas que se pagan en las empresas de distribución están regulados y ajustados por la ANEEL sólo de acuerdo con el proceso establecido en el "negocio del artículo 4.B Descripción-El Poder Brasileña de la Industria- Las tarifas de distribución ". Los ingresos fijos de transmisión A diferencia de los ingresos de nuestros segmentos de distribución y generación, los ingresos de nuestro segmento de transmisión son fijadas por el Gobierno brasileño. Esto se aplica a todas las empresas de electricidad con operaciones de transmisión de Brasil. Como resultado del hecho de que la cuota de los ingresos de transmisión es fija, los ingresos de nuestro segmento de transmisión no aumentan o disminuyen según la cantidad de electricidad que transmiten. El Gobierno brasileño establece una tarifa de transmisión de renta fija cada año en el que el consumidor final debe pagar y esto se transmite a nosotros y se registran como ingresos de nuestro segmento de transmisión. Por lo tanto, nuestra utilidad neta puede verse afectada por el hecho de que nuestros costos en este sector no puede ser transmitida a nuestros clientes. Políticas Contables Críticas En la preparación de los estados financieros incluidos en este informe anual, hemos hecho estimaciones y suposiciones que consideramos razonable basada en nuestra experiencia histórica y otros factores. La presentación de nuestra condición financiera y resultados de las operaciones requiere que nuestra gestión hacer estimaciones acerca de los asuntos inherentemente inciertos, tales como el valor contable de nuestros activos, nuestras responsabilidades y, en consecuencia, nuestros resultados de operación. Nuestros reportes financieros se vería afectada si se fuera a utilizar las diferentes estimaciones, o si tuviéramos que cambiar nuestras estimaciones, en respuesta a los acontecimientos futuros. Para facilitar la comprensión de cómo nuestras formas de gestión de sus juicios acerca de acontecimientos futuros, incluyendo los factores y supuestos que subyacen a esas estimaciones, se han identificado las siguientes políticas contables críticas. Discapacidad De acuerdo con SFAS No. 144 "Contabilidad para el deterioro o disposición de activos de larga duración", se analiza la posibilidad de recuperar el valor contable de los activos de cada año, y, cuando sea necesario. Si encontramos evidencia de que un activo pudiera no ser recuperable, se estima la probabilidad de su recuperación. Cuando el valor residual contable de los activos excede el valor recuperable de dichos activos, que reevaluar a la baja de activos, con tal cantidad resultante se conoce como un impedimento. Este deterioro es entonces reconocido como ingreso del período. Si no es posible estimar el importe recuperable de un activo individual, se estima la probabilidad de recuperación de la unidad de negocio a la que pertenece dicho activo. Cuando se utiliza esta técnica, el descuento flujos de caja futuros a valor presente sobre la base de una tasa de descuento antes de impuestos que refleja las condiciones del mercado, el valor actual del dinero y los riesgos específicos relacionados con el grupo de activos. El valor recuperable de un activo se revisa periódicamente.

Reservas para riesgos Somos parte de ciertos procesos legales. Aparte de los préstamos obligatorios, registramos las contingencias de acuerdo con SFAS No. 5 "Contabilización de Contingencias", que establece que una pérdida contingente estimado deben registrarse cuando la información disponible antes de la publicación de los estados financieros aplicables indica una probabilidad de que un evento futuro puede dar lugar a la devaluación de los activos o en la identificación de una obligación incurrida y dicha responsabilidad puede ser estimado. De acuerdo con SFAS No. 5, no de una provisión si la probabilidad de pérdida de un reclamo es "remota" o "razonablemente posible". Además, no queda constancia de lo dispuesto para el procedimiento administrativo siempre y cuando éstas han llegado a los tribunales. Para tener en cuenta los costes que pudieran derivarse de la resolución de los procedimientos legales como se expone en "Factores de riesgo relacionados con la Sociedad". En el cálculo de dichas provisiones, consultamos a abogados externos e internos que nos representan en este procedimiento, y nuestros cálculos se basan en un análisis de los resultados posibles, teniendo en cuenta el litigio aplicable y las estrategias de solución. Pedimos trimestralmente un inventario de las actuaciones a cargo de nuestro asesor legal externo que identifica los casos en que tenemos pérdidas potenciales. Contabilización de las contingencias requiere un juicio importante por nuestra gestión sobre las probabilidades estimadas y los rangos de exposición a una posible responsabilidad. Esto es particularmente cierto en el contexto del impacto de la legislación tributaria brasileña en nosotros, porque dicha legislación históricamente ha resultado difícil de alcance y aplicación. Beneficios a los empleados Patrocinamos un plan de pensiones de beneficios definidos que cubre casi la totalidad de nuestros empleados. El pasivo actuarial correspondiente a este plan se contabilizan de acuerdo con ASC 715, "Retiro de Compensación-beneficios" y son valorados por un actuario independiente. Además, y algunas de nuestras subsidiarias han establecido después de la jubilación los planes de salud y subsidiar toda la vida las primas de seguros de "beneficios post-retiro distintos a pensiones". Las estimaciones de la evolución de los costos de asistencia médica, y las hipótesis biométricas y económicas, así como información histórica sobre los gastos incurridos y las contribuciones de los empleados también son tomados en consideración.

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Diferidos activos regulados Registramos los activos diferidos de reglamentación de conformidad con el SFAS No. 71, "Contabilidad para los Efectos de Ciertos Tipos de Regulación", que establece que ciertos costos pueden ser diferidos en el balance de la entidad (conocido como "activos reguladores") si es probable que los costos serán recuperados a través de los futuros aumentos en las tasas de los ingresos regulados. Una entidad al aplicar el SFAS No. 71 no necesita una seguridad absoluta antes de la capitalización de un gasto, sólo una seguridad razonable. Hemos permitido capitalizar los costos incurridos, incluidos los gastos derivados del gobierno brasileño encargado medidas de racionamiento de energía, como diferidos activos reguladores cuando así se indique por la ANEEL y hay una expectativa probable que los futuros ingresos iguales a los costos incurridos serán facturados y cobrados como resultado directo de la inclusión de los costos en un aumento de la tasa establecida por la ANEEL. Los activos reguladores diferidos se elimina el momento de recoger los costos relacionados a través de la facturación a los clientes en el aumento de la frecuencia. En el caso de que la ANEEL excluye toda o parte de un costo de recuperación como resultado de su examen, la parte del activo regulador diferido se ve afectada y, en consecuencia reducirá en la medida de los costos excluidos. Hemos registrado los activos netos diferidos reguladoras espera a facturar a nuestros clientes (limitado a la cantidad que puede llevarse a cabo dentro de 24 meses a partir de la fecha del balance). Con respecto a Itaipú, consideramos que el importe neto de los resultados acumulados como gastos recuperables a diferir de acuerdo con SFAS 71 y el registro de estos costos como una partida separada en el estado de resultados. Derivados De acuerdo con ASC 815, "derivados y de cobertura", nos cuenta de los derivados a valor razonable sobre la base de las técnicas de valoración de mercado estándar de valoración a precios de mercado. Calculamos el valor de cerca de cada derivado en la madurez sobre la base de: (i) el tipo de cambio spot, o (ii) la tasa de interés de Brasil reales citado para el futuro de los depósitos interbancarios, y (iii) la tasa de interés doméstica por dólares de EE.UU., la tasa de cupón. A continuación, comparar el resultado de este cálculo con el precio negociado para cada derivado, lo que nos permite estimar una ganancia o pérdida de futuro, que se descuenta a valor presente usando la tasa de interés fija de Brasil reales citado para el futuro de los depósitos interbancarios. Las ganancias o pérdidas se registran como ingresos financieros o gastos, respectivamente, para el período. Los costos de recuperación por daños ambientales De ese modo conseguimos ciertos costos para reducir el impacto que nuestras actividades operativas en el medio ambiente. Estos costos incluyen los de desmantelamiento, que consiste en una serie de medidas para suspender de forma segura las operaciones de nuestras instalaciones nucleares (Angra I y Angra II) con el objetivo de reducir los niveles de radioactividad residual. Aplicamos ASC 410, "Retiro de Activos y obligaciones ambientales", en la contabilización de estos costos. ASC 410 exige a las entidades para registrar el valor razonable de la obligación legal de la obligación de retiro de activos en el período en que se incurren. Cuando una obligación legal nueva que incurra la entidad tiene la obligación de capitalizar los costos de la obligación de aumentar el valor en libros de la relación de activos de larga vida. La obligación es acrecentado a su valor actual de cada período, y el costo capitalizado se amortiza durante la vida útil del activo correspondiente. Momento de la liquidación, la entidad liquida la obligación por su cantidad registrada o incurre en una ganancia o pérdida en la liquidación. Por ejemplo, en el caso de desmantelamiento nuclear, ASC 410 nos obliga a registrar el valor razonable total de la obligación de desmantelamiento y de un activo correspondiente, que luego se amortizan durante la vida útil remanente esperada de las unidades generadoras de cada planta. Nuestra gestión debe ejercer un juicio considerable en el ejercicio de esta política y los siguientes factores son relevantes en dicha toma de decisiones: (i) nuestras estimaciones deben cubrir los costos que se incurren durante un largo período de tiempo y por lo que nuestra gestión debe tener en cuenta las incertidumbres inherentes, tales como cambios en las leyes y el nivel de la naturaleza de nuestras operaciones, y (ii) ASC 410 requiere que asumamos las probabilidades de flujos de efectivo proyectados y posiciones a largo plazo en relación a la inflación y luego determinar el crédito ajustado a la tasa de interés libre de riesgo, las primas de riesgos de mercado no aplicables a las operaciones. Además, los posibles cambios en las estimaciones pueden dar lugar a un impacto significativo en los ingresos netos debido a que estos costos son descontados a valor presente por un largo período de tiempo. Impuestos sobre la Renta Damos cuenta de impuestos sobre la renta de acuerdo con ASC 740, "Impuesto a la Renta". ASC 740 establece que se reconocen los efectos de las pérdidas por impuestos diferidos y las diferencias temporales en nuestros estados financieros consolidados. Reconocemos una provisión cuando creemos que hay una mayor probabilidad de que no tenga intención de recuperar los créditos fiscales en el futuro. Esto nos obliga a llevar a cabo estimaciones de nuestra exposición fiscal actual y evaluar las diferencias temporales que resultan de la diferencia de trato dado a algunos artículos para fines fiscales y contables. Estas diferencias dan lugar a activos diferidos e impuestos a la responsabilidad, que se presentan en nuestro balance general consolidado. En consecuencia, evaluar la probabilidad de que nuestros créditos por impuestos diferidos se recuperarán a partir de la base imponible en el futuro. En el caso de que creamos que dicha recuperación no será probable, se reconoce una provisión por valuación y también reconocer un gasto por impuestos en el estado de resultados. Cualquier reducción de la reserva de valuación conduce al reconocimiento de un beneficio fiscal en nuestro estado de resultados. Determinación de nuestra provisión para impuesto sobre la renta diferido activo o pasivo por impuestos y requiere de estimaciones y juicios por nuestra gestión. Para cada crédito fiscal futuro, evaluar la probabilidad de que el activo por impuestos relacionados no serán recuperados en su totalidad o en parte. Descripción de los elementos de línea principal Los ingresos de explotación Ventas de Energía Eléctrica Nuestros ingresos se derivan de la generación, transmisión y distribución de electricidad, tal como se establece a continuación: •

los ingresos en nuestro segmento de generación se derivan de la venta de las empresas de distribución y consumidores libres de electricidad que se ha generado (incluyendo la electricidad generada por nuestra participación en el proyecto de Itaipú) y la reventa de electricidad a partir de la participación de Paraguay del proyecto de Itaipú no utilizada en Paraguay . Los ingresos por la venta de la generación de electricidad se registran con base en el resultado entregado a las tasas especificadas en los términos del contrato o la cotización de los tipos de reglamentación;

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•

Los ingresos de nuestro segmento de transmisión se derivan de la transmisión de electricidad a través de nuestra red de concesionarios de electricidad. Estos ingresos se fijan cada año por el Gobierno brasileño. Los ingresos recibidos de otros concesionarios utilizando nuestra red básica de transmisión se reconocen en el mes en que se prestan los servicios a los otros concesionarios, y

•

los ingresos en nuestro segmento de distribución de derivados de la venta a los consumidores finales de electricidad que compra a las empresas de generación y también algo de electricidad que se genera en centrales térmicas en zonas aisladas en el norte de Brasil para su distribución. Las ventas de distribución de electricidad a clientes finales se reconocen cuando el poder es siempre. La facturación de estas ventas se realizan sobre una base mensual. Ingresos no facturados desde el ciclo de facturación hasta el final de cada mes se calcula sobre la base de la facturación del mes anterior y se acumulan al final del mes. Las diferencias entre los ingresos no facturados estimados y reales, en su caso, se reconocen en el mes siguiente.

Un gran porcentaje de nuestros ingresos, en un año dado, se deriva de la venta o reventa de la electricidad de Itaipú. Sin embargo, el tratado entre Brasil y Paraguay en virtud del cual opera Itaipú establece que estas actividades no deben tener efecto en la utilidad neta. Ingresos por Servicios Otros ingresos de explotación se derivan de los cargos impuestos a los consumidores finales de la morosidad en el respeto de la electricidad vendida en el segmento de distribución y, en menor medida: (i) la electricidad vendida en el segmento de la generación de nuestras subsidiarias en la región norte de Brasil y (ii) la electricidad vendida en el segmento de transmisión. También existen otros ingresos de explotación que no son atribuibles a los segmentos de distribución, generación o transmisión, y que, en consecuencia, grabamos en nuestra "empresa" del segmento. Estos incluyen: (i) los honorarios de la administración de la RGR y otros fondos gubernamentales, (ii) un canon impuesto a Itaipú para el manejo de la energía de Itaipú, y los ingresos (iii) como consecuencia de las variaciones del tipo de cambio sobre los intercambios de energía a partir de Itaipú. También obtienen otros ingresos de explotación de las empresas de telecomunicaciones que utilizan ciertas partes de nuestra infraestructura para montar las líneas de telecomunicaciones. Los impuestos sobre los ingresos Los impuestos sobre los ingresos consiste en Impuesto Sobre una Circulacion de Mercadorias y Servicios ICMS (o IVA), impuesto sobre las ventas aplicado a los ingresos brutos. Estamos sujetos a diferentes tipos de IVA en los diferentes estados en los que operamos, con la tasa del IVA que van del 7% al 27%. No nos hacemos responsables de cualquier impuesto o ingresos en nuestro segmento de transmisión, según lo dispuesto en la normativa aplicable. Además, estamos sujetos a dos impuestos federales impuesto sobre los ingresos brutos de las personas jurídicas: el Programa de Integración Social (Programa de Integração Social) - PIS / PASEP y Contribución para el Financiamiento de la Seguridad Social (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social,) - COFINS. Tasas reguladoras en los ingresos Estas deducciones de los ingresos brutos incluyen los pagos efectuados a la Cuenta de la CCC, el Fondo RGR y gravámenes análogos percibidos por los participantes del sector de la electricidad. Tasas reguladoras se calculan de acuerdo con las fórmulas establecidas por la ANEEL, que difieren según el tipo de cargos del sector, y por lo tanto no existe una correlación directa entre los ingresos y gastos del sector. Costos y Gastos Operativos Electricidad para su reventa Nuestros segmentos de distribución y generación de electricidad, tanto de compra para la reventa. Compra de electricidad en el segmento de distribución se compra a otros productores. Compra de electricidad en el segmento de generación representa la porción paraguaya de la energía de Itaipú, que no se utiliza en Paraguay y que revenden a las empresas de distribución y consumidores libres. Combustible para la Producción de Energía Eléctrica El costo del combustible es un componente importante de nuestros gastos de operación, sin embargo, una gran proporción de estos costos (en promedio, durante los períodos en discusión, aproximadamente el 90% de los costos de combustible) es reembolsado posteriormente a la Cuenta de la CCC. El uso de la red básica de transmisión Estos costos representan los cargos por transmisión de energía a lo largo de las líneas eléctricas de terceros. Depreciación y Amortización Esto representa la depreciación y amortización de nuestra propiedad, planta y equipo. Nos registro de propiedad, planta y equipo al costo de la construcción o adquisición, según corresponda, menos las depreciaciones acumuladas, calculadas según el método de línea recta, a tasas que tener en cuenta la vida útil estimada de los activos. Los costos de reparación y mantenimiento que extienden la vida útil de los activos se capitalizan, mientras que otros gastos de rutina se cargan a los resultados de operación. Intereses en relación con la deuda obtenida de terceros incurridos durante el período de construcción se escribe con mayúscula. Los importes correspondientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 fueron reexpresadas por el cambio en el tratamiento de ciertos arrendamientos. Los efectos de esos cambios se describen con detalle en la nota (3) de nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1.

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Sueldos y cargas sociales / Servicios de Terceros / Materiales y Suministros Esto refleja principalmente los gastos relativos al equipo de empleados de oficina, necesarios para el día a día las operaciones administrativas y los costos de outsourcing. Servicios de terceros reflejan los gastos de seguridad, los contratistas de mantenimiento, consultores y otros asesores. Como resultado de la naturaleza de muchos de estos gastos, tenemos que aplicar los juicios en la toma de las asignaciones entre los segmentos de operación debido a que algunos de estos gastos podrían ser asignados a diferentes segmentos. Por otra parte, esto refleja nuestros gastos para los elementos administrativos necesarios para las operaciones (pero excluye las materias primas que utilizamos en la generación de electricidad). Impuestos Esto refleja nuestra obligación de pago de ICMS (IVA), PIS / PASEP y COFINS impuestos y cargos de regulación de los ingresos. Pérdida diferida de Itaipú Como se mencionó anteriormente en "-Principales factores que afectan a nuestro desempeño financiero-Itaipú", el efecto neto de los resultados de las operaciones de Itaipú se registra en este rubro y los efectos acumulados de las operaciones de Itaipú, neto de la compensación a través de los ajustes de tarifas, se lleva a cabo nuestro balance un activo no corriente en "otros activos diferidos de reglamentación". Las provisiones de tráfico Esto refleja las disposiciones que tomamos con respecto a: (i) las acciones judiciales a los que son parte; (ii) los subsidios para cuentas de cobro dudoso y deficiencias, y (iii) los costos de desmantelamiento, que son los costos asociados con el desmantelamiento de instalaciones nucleares (I.E. jubilación segura de las instalaciones nucleares). El coste del desmantelamiento de una central nuclear se encuentra denominada en dólares de los EE.UU. y, en consecuencia, las variaciones en el dólar de EE.UU. /reales tipo de cambio influye en el costo. Grabamos operativo disposiciones como parte de nuestro "Los gastos de explotación" segmento. Intereses y multas Esto refleja los gastos que incurra como resultado del pago de intereses en relación con la financiación de Eletrobras y sus sociedades controladas con terceros, así como posibles sanciones por pagos atrasados. Donaciones y contribuciones Esto refleja los gastos relacionados con las inversiones en nuevas tecnologías de información e investigación y desarrollo, así como las inversiones en programas culturales y patrocinios. Otros gastos operativos Nuestros costos operativos incluyen una serie de gastos varios que incurrir como parte de nuestro día a día las operaciones. Los componentes más importantes son: (i) los costos de los bienes de arrendamiento, tales como unidades de generación para el sistema aislado, (ii) los costos de telecomunicaciones que representa principalmente los gastos ocasionados por servicios telefónicos y de internet, (iii) y costos de seguros, incluyendo seguros de nuestras instalaciones y propiedad, (iv) los impuestos pagaderos a la ANEEL, y (v) los costos de disposición de activos, principalmente transformadores. Los importes correspondientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 fueron reexpresadas por el cambio en el tratamiento de ciertos arrendamientos. Los efectos de esos cambios se describen detalladamente en la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Ingresos financieros (gastos), neto Ingresos Financieros Esto refleja los ingresos por intereses y comisiones que recibimos de los préstamos se realizarán de conformidad con las disposiciones de la ley brasileña que nos permitió actuar como prestamista de ciertas empresas de servicios públicos (ver "Actividades 4.B artículo, operaciones de préstamo general y Financiamiento"). Los importes correspondientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 fueron reexpresadas por el cambio en el tratamiento de ciertos arrendamientos. Los efectos de esos cambios se describen detalladamente en la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Gastos Financieros Esto refleja principalmente los pagos de dividendos a nuestros accionistas, los ingresos financieros, gastos financieros, de divisas y obtener beneficios económicos (pérdida) y el valor razonable de los derivados. Los importes correspondientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 fueron reexpresadas por el cambio en el tratamiento de ciertos arrendamientos. Los efectos de esos cambios se describen detalladamente en la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Divisas y ganancia monetaria (Pérdida) Ganancia (pérdida) se refieren principalmente a Itaipú, como los estados financieros de la Itaipú Binacional se presentan en dólares de los EE.UU., lo que representa nuestra mayor exposición al riesgo de moneda extranjera. Una devaluación o depreciación de la real contra el dólar de EE.UU. aumenta nuestros ingresos, a medida que aumenta el valor de la contribución de Itaipú, aunque el efecto de esta contribución es el valor neto, como se mencionó anteriormente. Una apreciación de la real disminuye los ingresos debido a que disminuye el valor de la contribución de Itaipú, aunque el efecto de esta contribución es similar en cifras netas como una depreciación del costo de la construcción de Itaipú.

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Obtener beneficios económicos (pérdida) se refiere principalmente a los préstamos pendientes que hemos hecho a aproximadamente 60 empresas que están vinculadas a la tasa de inflación medida por el IGP-M.

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A. Resultados de Operación La siguiente tabla muestra los ingresos y gastos de operación como porcentaje de los ingresos operativos netos:

Al 31 de diciembre, 2009 Los ingresos Las ventas de electricidad: ................................................................................... Distribución .............................................................................................. 10.4% Generación ................................................................................................ 81.7% Transmisión .............................................................................................. 17.0% Otros ingresos de explotación.............................................................................. 6.4% Los impuestos sobre los ingresos ........................................................................ (10.3)% Tasas reguladoras de los ingresos ........................................................................ (5.2)%

(1)

2008

2007

(Actualizado) (1)

(Actualizado) (1)

5.2% 78.6% 13.8% 3.4% (8.41)% (4.1)%

11.9% 70.8% 15.2% 3.1% (8.3)% (5.3)%

Los ingresos operativos netos .............................................................................. 100.0% Gastos Los gastos de explotación .................................................................................... (85.7)% Los gastos financieros, neto................................................................................. (24.4)% Utilidad antes de impuestos e intereses minoritarios ........................................... (10.1)% Impuestos sobre la renta ...................................................................................... 3.9% Los intereses minoritarios .................................................................................... (0.4)%

100.0%

100.0%

(77.3)% 16.6% 39.3% (11.7)% 0.0%

(79.4)% (13.6)% 6.6% (3.7)% 0.1%

Los ingresos netos ............................................................................................... (6.6)%

27.6%

3.0%

Reexpresión se relaciona con cambios en el tratamiento de ciertas inversiones en filiales, contratos de arrendamiento, los intereses capitalizados en el activo fijo y otros ingresos de operación de entidades no consolidadas afiliados. Véase la Nota 3 de nuestros estados financieros consolidados y para el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Resultados Consolidados

Esta sección es un resumen de nuestros resultados de operación consolidados, que se discuten en mayor detalle con respecto a cada segmento de abajo. Los ingresos operativos netos Los ingresos netos de operación para 2009 disminuyó R$ 3.559 millones, o 12,2%, a R$ 24.832 millones, frente a R$ 28.968 millones en 2008. Esta disminución se debió a una disminución de R$ 4.691 mil millones, o 18,8%, en los ingresos de nuestro segmento de generación debido al "factor de ajuste", como se describe en "Factores de determinantes en nuestro desempeño financiero-Itaipú" y el hecho de que la mancha tasa de electricidad fue inusualmente alto en 2008, volviendo a los niveles más bajos en 2009, compensado parcialmente por: •

un aumento de R$ 447 millones en ingresos que no estén específicamente atribuidas a nuestra distribución, generación o segmentos de transmisión y, en consecuencia, registran como parte de nuestra "empresa" del segmento;

•

un aumento de R$ 269 millones, o 10,6%, en los ingresos de nuestro segmento de distribución, debido principalmente a un cambio en el mix de tarifas de la electricidad vendida, lo cual fue parcialmente compensado por el hecho de que Eletrobras Amazonas Energia invierte disposiciones a raíz de una decisión favorable de la tribunales en relación con una disputa con ANEEL sobre impuestos a las ventas, y

•

un aumento de R$ 108 millones, o 2,6%, en los ingresos de nuestro segmento de transmisión, debido principalmente a un ajuste que se incrementó la tarifa de transmisión fijado por el Gobierno de Brasil en 2009.

Los ingresos netos de operación para el año 2008 aumentó R$ 4.698 millones, o 19,4%, a R$ 28.968 millones, frente a R$ 24.270 millones en 2007. Este aumento se debió a: •

un aumento de R$ 5.596 millones, o 32,5%, en los ingresos de nuestro segmento de generación resultante de un incremento en el precio medio de la electricidad, y un ligero aumento en el volumen de electricidad generada;

•

un aumento de R$ 333 millones, o 9,2%, en los ingresos de nuestro segmento de transmisión, debido principalmente a un aumento en el gobierno brasileño de cuota por la transmisión, y

•

un aumento de R$ 125 millones, o 22,5% de los ingresos que no estén específicamente atribuidas a nuestra distribución, generación o segmentos de transmisión y, en consecuencia, registran como parte de nuestra "empresa" del segmento.

parcialmente compensado por una disminución de R$ 1.356 millones, o 47,0%, en los ingresos de nuestro segmento de distribución, debido principalmente a una disminución en los ingresos por ventas de electricidad.

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Costos y Gastos Operativos Costos y gastos operativos para 2009 disminuyó de R$ 1.091 millones, o 4.9%, a R$ 21.288 millones en 2009 de R$ 22.379 millones en 2008. Como porcentaje de los ingresos operativos netos, los costos y gastos de operación aumentaron a 87.3% en 2009, frente al 77,3% en 2008. Las principales causas de la disminución de los costos y gastos de operación fueron las siguientes: •

una disminución de R$ 2.689 millones, o 47,3%, en electricidad comprada para su reventa a R$ 2.996 millones en el 2009 de R$ 5.685 millones en 2008, que afectan a nuestro segmento de generación, debido al "factor de ajuste", como se describe en los factores "principales que afectan a nuestra Rendimiento Financiero-Itaipu "(que compensa el impacto de la tasa de inflación en el dólar de los EE.UU. - los pagos denominados) y el hecho de que el tipo de cambio spot de la electricidad fue inusualmente alta en 2008, volviendo a niveles más común en el año 2009;

•

una disminución de R$ 11 millones, o 2,7%, en la pérdida diferida de Itaipú a un costo de R$ 395 millones en 2009 de un gasto de R$ 406 millones en 2008, principalmente debido al hecho de que los ajustes de tarifas reflejan pérdidas diferidas de Itaipú para los primeros períodos.

•

de R$ 332 millones, o 8,7%, disminución de costos de depreciación y amortización de R$ 3.477 millones en el 2009 de R$ 3.809 millones en 2008, en particular debido a la sustitución de una serie de activos en servicio en 2009, que tuvo un impacto en la tasa de aplicada a nuestros costos en relación con la depreciación;

•

de R$ 417 millones, o 36,0%, la disminución de combustible para la electricidad los costos de producción de energía a R$ 742 millones en 2009 de R$ 1.159 millones en 2008, como resultado de la ONS requieren menos electricidad de las plantas térmicas, lo que resulta en costos de combustible se redujo en segmento de nuestra generación, y

•

una disminución de 100,0% en impedimentos para R$ 0,0 millones en 2009 de R$ 770 millones en 2008, ya que no se registraron alteraciones en el 2009, las deficiencias, mientras que en relación a nuestra planta hidroeléctrica de Samuel y parte de la planta de Candiota termales fueron en 2008.

compensado parcialmente por: •

un aumento de R$ 2.018 millones, o% 260,9, las provisiones de tráfico de R$ 2.793 millones en el 2009 de R$ 774 millones en 2008, debido principalmente a una provisión de R$ 576 millones que se realizan en la celebración a nivel de empresa para dar cuenta de la reversión de la provisión por Amazonas Energia antes mencionados, la decisión del tribunal a favor del Amazonas Energia es susceptible de recurso y una provisión en el nivel de sociedad de cartera para dar cuenta de las probables pérdidas incurridos por las empresas de distribución;

•

un aumento de R $539 millones, o 78,5%, en los costos operativos y gastos, a R$ 1.225 millones en el 2009 de R$ 687 millones en 2008, principalmente debido al hecho de que el Amazonas Energia fue capaz de reclamar una cantidad significativa de los créditos de ICMS en 2008 , que no era capaz de hacer en 2009;

•

un aumento de R$ 1.505 millones, o 24,9%, en la nómina y los gastos relacionados con la R$ 7.553 millones en 2009, pasando de R$ 6.048 millones en 2008, que afectan especialmente a nuestros segmentos de generación y transmisión, debido a un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como un aumento en el número de empleados;

•

un aumento de R$ 169 millones, o 15,4%, en gastos relacionados con el uso de la red de transmisión básica para R$ 1.270 millones en el 2009 de R$ 1.101 millones en debido a un mayor uso de la tercera líneas del partido transmisión en 2008 y un aumento en los costos asociados con el uso de la tercera línea de transmisión del partido, y

•

un aumento de R $ 84 millones, o 4.9%, las remuneraciones y los reembolsos a los R$ 1.806 millones en el 2009 de R$ 1.722 millones en 2008, afectando especialmente a nuestro segmento de generación de más energía se genera en ciertas plantas hidroeléctricas, que se encuentran en algunas partes de Brasil, donde un pago de regalías (Compensação de Recursos Hídricos Financeira) Se debe a los municipios correspondientes.

Costos y gastos operativos para el año 2008 aumentaron R$ 3.057 millones, o 15,8%, a R$ 22.379 millones en 2008 de R$ 19.322 millones en 2007. Como porcentaje de los ingresos operativos netos, los costos y gastos de operación se redujo a 77,3% en 2008, frente al 79,6% en 2007. Las principales causas de este incremento fueron: •

un aumento de R$ 2.409 millones, o 73,5%, en electricidad para su reventa, que afectan especialmente a nuestro segmento de generación, debido al hecho de que el tipo de cambio spot de la electricidad fue excepcionalmente alta en 2008;

•

un aumento de R$ 638 millones, o 11,8%, en gastos de personal y relacionados, que afectan especialmente a nuestros segmentos de generación y transmisión, debido a un aumento en el número de empleados, un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como un aumento de los salarios promedio;

•

un aumento de R $ 149 millones, o 15.7%, en los costos para el uso de la red básica de transmisión debido a un mayor uso de la tercera líneas del partido de transporte y un aumento de los costos asociados con el uso de la tercera línea de transmisión del partido;

•

un aumento de R $ 338 millones, o 41,2%, en combustible para la producción de energía eléctrica los costos como resultado de la ONS requieren más electricidad de las plantas térmicas, lo que resulta en costos de combustible aumentó en el segmento de generación y

•

un aumento de R$ 742 millones, o 24,2%, en los costos de depreciación y amortización, en particular debido a un mayor número de activos en servicio en 2008.

66

parcialmente compensado por una R$ 1.104 millones, o 61,6, disminución en los costos operativos y gastos, a R$ 687 millones en 2008 de R$ 1.791 millones en 2007, principalmente debido al hecho de que Amazonas Energia fue capaz de reclamar una cantidad importante de créditos de ICMS en el 2008. Ingresos financieros (gastos), neto Los ingresos financieros (gastos), neto fue un gasto de R$ 6.056 mil millones en 2009 comparado con el ingreso de R$ 4.797 millones en 2008. Esto se debió principalmente al dólar de EE.UU. /real variación del tipo de cambio en relación a Itaipú, que fue positivo en 2008 y negativos en 2009. Los ingresos financieros (gastos), neto fue un ingreso en 2008 de R$ 4.797 millones, frente a un gasto de R$3.344 millones en 2007. Esto se debió principalmente al dólar de EE.UU. /real variación del tipo de cambio en relación a Itaipú, que fue negativo en 2007 y positivo en 2008. Impuesto a la Renta y Contribución Social Se registró un crédito de R$ 974 millones para 2009 y un gasto de R$ 3.384 millones para el año 2008 en impuestos sobre la renta y contribución social. Este cambio se debió principalmente al hecho de que las variaciones en los EE.UU. dólar /real tipo de cambio afecta los resultados financieros de manera significativa, lo que llevó a una disminución en la utilidad antes de impuestos, y por lo tanto, en 2009 el impuesto sobre la renta y los gastos de contribución social, que no alcanzó a compensar los créditos fiscales diferidos. Impuestos sobre la renta y contribución social aumentó de R$ 2.488 millones, o 277.7%, a R$ 3.384 millones en 2008 de R$ 896 millones en 2007. Este cambio se debió principalmente al hecho de que las variaciones en los EE.UU. dólar /real tipo de cambio aumentó nuestro beneficio antes de impuestos en 2008. Participación no controladora Participación no controladora aumentó de R$ 82 millones, o 639.7%, con un gasto de R$ 95 millones en 2009 de un gasto de R$ 13 millones en 2008, debido a los ajustes de intereses en relación con nuestras subsidiarias y afiliadas. El interés minoritario fue un gasto de R$ 13 millones en 2008 y una facturación de R$ 16 millones en 2007, debido a los ajustes de intereses en relación con nuestras subsidiarias y afiliadas. Ingreso Neto Como resultado de los factores mencionados anteriormente, se registró una pérdida neta en 2009 de R$ 1.633 millones y los ingresos de R$ 7.989 millones en 2008. Como resultado de los factores mencionados anteriormente, nuestra utilidad neta para el año 2008 aumentaron R$ 7.266 millones, 1,005.0% a R$ 7.989 millones en 2008 de $ 723 millones en 2007. Los resultados del segmento de distribución Los ingresos operativos netos Los ingresos netos de operación para el segmento de distribución se mantuvo estable con un ligero aumento de R$ 20 millones, o 1,3%, a R$ 1,549 millones en el 2009 de R$ 1.530 millones en 2008 debido a los factores que figuran a continuación.

Los ingresos operativos netos para el segmento de distribución disminuyeron R$ 1.356 millones, o 47,0%, a R$1.530 millones en 2008 de R$ 2.886 millones en 2007 debido a los factores que figuran a continuación. Las ventas de electricidad Las ventas de electricidad aumentaron R$ 269 millones, o 10,6%, a R$ 2.793 millones en el 2009 de R$ 2.525 millones en 2008. Este incremento se debió a un aumento en el volumen total de la electricidad vendida a 11.425.631 MWh en 2009 de 10.909.107 MWh en 2008 y un aumento en el precio promedio de la electricidad vendida por una tasa de aumento de los aranceles. Las ventas de electricidad disminuyó de R$ 1.221 millones, o 32,6%, a R$ 2.525 millones en 2008 de R$ 3.746 millones en 2007. Esta disminución se debió a una disminución en el precio promedio de la electricidad vendida por un arancel reducido, a pesar de un aumento del 2,2% en el volumen de electricidad vendida a 10.909.107 MWh en 2008 de 10.676.983 MWh en 2007. Ingresos por Servicios Otros ingresos de explotación aumentaron de R$ 3,2 millones, o 48,6%, a R$ 10,4 millones en 2009 de R$ 7 millones en 2008. Otros ingresos de explotación aumentaron de R$ 2 millones, o 40,0%, a R$ 7 millones en 2008 de R$ 5 millones en 2007.

67

Los impuestos sobre los ingresos Los impuestos sobre los ingresos aumentaron de R$ 34 millones, o 4,2%, a R$ 856 millones en 2009 a partir de R$ 821 millones en 2008. Este incremento se debió a que los consumidores tenían menos de exención de impuestos durante el período y debido a la fluctuación de los impuestos sobre el volumen de consumo de baja tensión a los clientes. Los impuestos sobre los ingresos aumentaron de R$ 147 millones, o 21,8%, a R$ 821 millones en 2008 de R$ 674 millones en 2007. Este aumento, a pesar de una disminución en los ingresos, se debió a que tenían menos de exención de impuestos a los consumidores durante el periodo y debido a la fluctuación de los impuestos sobre el volumen de consumo de los clientes de baja tensión, así como un aumento en la tasa de PIS / PASEP y COFINS impuestos en 2008. Tasas reguladoras en los ingresos Tasas reguladoras en el aumento de los ingresos de R$ 15 millones, o 8,5%, a R$ 196 millones en 2009 de R$181 millones en 2008. Esto se debió principalmente al aumento general de los ingresos del segmento de distribución. Tasas reguladoras en el descenso de los ingresos de $ 10 millones, o 5,2%, a R$ 181 millones en 2008 de R$191 millones en 2007. Esto se debió a la disminución general de los ingresos del segmento de distribución. Costos y Gastos Operativos Costos y gastos operativos para una mayor distribución de R$ 523 millones, o 30,1%, a R$ 2.263 millones en 2009 de R$ 1.739 millones en 2008. Los componentes principales de este incremento fueron: •

un aumento de R$ 198 millones, o 210.6%, las provisiones de tráfico de R$ 292 millones en 2009 a partir de R$ 94 millones en 2008. Este aumento se debió principalmente a una provisión en el nivel de holding para dar cuenta de las probables pérdidas proyectadas para ser incurridos por las empresas de distribución;

•

un aumento de R$ 44 millones, o 15,4%, en el uso de la red básica de transmisión de R$ 327 millones en 2009 de R$ 283 millones en 2008. Esto se debió a un mayor uso de líneas de transmisión y un aumento en los costos asociados con el uso de la tercera línea de transmisión del partido, y

•

un aumento de R$ 14 millones, o 18,4%, en la nómina y los gastos relacionados con R$ 90 millones en 2009 a partir de R$ 76 millones en 2008. Esto se debió a un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como un aumento en los salarios.

Costos y gastos operativos para una mayor distribución de R$ 76 millones, o 4,6%, a R$ 1.739 millones en 2008 de R$ 1.664 millones en 2007. El componente principal de este aumento es que nuestros gastos relacionados con la electricidad comprada para reventa aumentaron R$ 115 millones, o 11,0%, a R$ 1.157 millones en 2008 de R$ 1.042 millones en el 2007 se debió principalmente a los EE.UU. variación de dólar / tipo de cambio real en relación de Itaipú, que fue negativo en 2007 y positivo en 2008. Esto fue parcialmente compensado por una disminución de R$ 97 millones, o 61,8%, en los costos operativos y gastos, a R$ 60 millones en 2008 de R$ 157 millones en 2007, principalmente debido al hecho de que Amazonas Energia fue capaz de reclamar una significativa cantidad de créditos de ICMS en 2008, que no era capaz de hacer en 2007. Los resultados del segmento de generación Los ingresos operativos netos Los ingresos netos de operación para el segmento de generación disminuyó R$ 4.767 millones, o 20,9%, a R$18.033 millones en 2009 de R$ 22.799 millones en 2008 debido a los factores que figuran a continuación. Los ingresos operativos netos para el segmento de mayor generación de R$ 5.596 millones, o 32,5%, a R$22.799 millones en 2008 de $ 17.203 millones de dólares en 2007 debido a los factores que figuran a continuación. Las ventas de electricidad Las ventas de electricidad disminuyó R$ 4.691 millones en 2009, o 18,8%, a R$ 20.299 millones en 2009 de R$24.990 millones en 2008. Esta disminución se debió principalmente a la "factor de ajuste", como se describe en "Factores que afectan a nuestra principal-financiera en el desempeño de Itaipú" (que compensa el impacto de la tasa de inflación de EE.UU. dólares - los pagos denominados) y el hecho de que el tipo de cambio spot de electricidad fue inusualmente alto en 2008, volviendo a los niveles más bajos en 2009, a pesar de un aumento del 0,8% en el volumen de electricidad vendida a 257.339.321 MWh en 2009 de 255.359.031 MWh en 2008. Las ventas de electricidad aumentaron $ 5.810 millones en 2008, o el 30,3%, a R$ 24.990 millones en 2008 de R$ 19.180 millones en 2007. Este incremento se debió a un aumento del 8,8% en el volumen de electricidad vendida a 255.359.031 MWh en 2008 de 234.651.742 MWh en 2007 y el hecho de que el tipo de cambio spot de la electricidad fue excepcionalmente alta en 2008. Ingresos por Servicios Otros ingresos de explotación para la generación de un aumento de R$ 51 millones, o 44,3%, a R$ 166 millones en 2009 de R$ 115 millones en 2008. Este aumento se debió principalmente al hecho de que una mayor proporción de empresas de la región noreste de Brasil, Eletrobras contrató Eletronorte para servicio y mantenimiento de sus activos eléctricos.

68

Otros ingresos de explotación para la generación de un aumento de R$ 39 millones, o 51,3%, a R$ 115 millones en 2008 de R$ 76 millones en 2007. Este aumento se debió principalmente al hecho de que una mayor proporción de empresas de la región noreste de Brasil, Eletrobras contrató Eletronorte para servicio y mantenimiento de sus activos eléctricos. Los impuestos sobre los ingresos Los impuestos sobre los ingresos aumentaron de R$ 68 millones, o 4,2%, a R$ 1.696 millones en el 2009 de R$1.628 millones en 2008, debido principalmente a un aumento en otros ingresos de explotación. Los impuestos sobre los ingresos aumentaron de R$ 292 millones, o 21.9%, a R$ 1.628 millones en el 2008 de R$ 1.336 millones en 2007, debido principalmente a un aumento en los ingresos por ventas de electricidad y otros ingresos de explotación, así como un aumento en la tasa de PIS / PASEP y COFINS impuestos en 2008. Tasas reguladoras en los ingresos Tasas reguladoras en el aumento de los ingresos de R$ 58 millones, o 8,5%, a R$ 735 millones en 2009 de R$677 millones en 2008. Este aumento se debe principalmente al hecho de que nuestras contribuciones a la Cuenta CCC mayor. Tasas reguladoras en el descenso de los ingresos de R$ 39 millones, o 5,4%, a R$ 677 millones en 2008 de R$716 millones en 2007. Esta disminución se debe principalmente al hecho de que hemos recibido menos los reembolsos de la Cuenta CCC.

Costos y Gastos Operativos Costos y gastos operativos para la generación de disminución de R$ 2.487 millones, o 15,4%, a R$ 13.697 millones en 2009 de R$ 16.184 millones en 2008. Los componentes principales de esta disminución son: •

de R$ 195 millones, o 8,7%, disminución de la depreciación y amortización de R$ 2.041 millones en el 2009 de R$ 2.236 millones en 2008, en particular debido a la sustitución de una serie de activos en servicio en 2009, que tuvo un impacto en el tipo aplicado de nuestros gastos en relación con la depreciación;

•

de R $ 416 millones, o 36,0%, disminución de los costos de combustible para la producción de energía eléctrica a R$ 742 millones en 2009 de R$ 1.159 millones en 2008, debido a la disminución del uso de las plantas térmicas, y

•

una disminución en los gastos relacionados con deficiencias como se registraron menos gastos de depreciación en el año 2009 asciende sólo a R$ 266 millones, mientras que los gastos de grabación de deterioro de R$ 738 millones en 2008, en relación a nuestra planta hidroeléctrica de Samuel y parte de la planta de Candiota termales fueron en 2008.

compensado parcialmente por: •

un aumento de R$ 657 millones, o 17,7%, en la nómina y los gastos relacionados con la R$ 4.379 millones en el 2009 de R$ 3.722 millones en 2008. Esto se debió a un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como un aumento en los salarios;

•

un aumento de R$ 131 millones, o 29,5%, en otros costos de operación de R$ 575 millones en 2009 de R$ 444 millones en 2008. Este incremento se debió a nuestra recepción de un crédito fiscal sobre la base de la operación del sistema aislado en 2008;

•

un aumento de R$ 126 millones, o 15,4%, en los costos de uso de la red básica de transmisión de R$943 millones en 2009 de R$ 818 millones en 2008. Esto se debió a un mayor uso de líneas de tercera parte de transmisión y un aumento en los costos asociados con el uso de la tercera línea de transmisión del partido, y

•

un aumento de R$ 84 millones, o 4.9%, las remuneraciones y los reembolsos a los R$ 1.806 millones en el 2009 de R$ 1.722 millones en 2008. Este incremento se debió al hecho de que algunas de nuestras plantas hidroeléctricas generan más energía, incluidas las situadas en las partes del Brasil en un pago de regalías (Compensação Financeira Recursos Judiciales de Hidrícos) Se debe a los municipios correspondientes.

Costos y gastos operativos para la generación de un aumento de R$ 2.700 millones, o 20,0%, a R $ 16.184 millones en 2008 de R$ 13.484 millones en 2007. Los componentes principales de este incremento fueron: •

nómina y gastos relacionados con el aumento de R$ 393 millones, o 11,8%, a R$ 3.722 millones en 2008 de R$ 3.329 millones en 2007. Esto se debió a un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como un aumento en los salarios y el número de empleados;

•

un aumento de R$ 111 millones, o 15.7%, en los costos de uso de la red básica de transmisión de R$ 818 millones en 2008 de R$ 707 millones en 2007. Esto se debió a un mayor uso de líneas de tercera parte de transmisión y un aumento en los costos asociados con el uso de la tercera línea de transmisión del partido;

•

un R$ 26 millones disminución de la pérdida diferida de Itaipú a R$ 406 millones en 2008 de R$ 432 millones en 2007, principalmente debido al dólar de EE.UU. /real variación del tipo de cambio en relación a Itaipú, que fue negativo en 2007 y positivo en 2008;

•

un aumento de R$ 338 millones, o 41,2%, en gastos de combustible para la producción de energía eléctrica a R$ 1.159 millones en 2008 de R$ 821 millones en 2007, debido a un mayor uso de las plantas térmicas, y

•

un aumento de R$ 435 millones, o 24,2%, en la depreciación y amortización con un gasto de R$ 2.236 millones en 2008 de R$ 1.801 millones en 2007, como resultado de un aumento de los activos en servicio en 2008.

69

compensado parcialmente por: •

disposiciones de operación disminuyó 12 millones de reales, o 2,8%, a R$ 411 millones en 2008 de R$ 423 millones en 2007. La cantidad de 2008 fue consistente con la cantidad de 2007;

•

otros costos y gastos de operación disminuyeron R$ 716 millones, o 61,7%, a R$ 444 millones en 2008 de R$ 1.160 millones en 2007. Este descenso se debe al hecho de que Eletrobras Amazonas Energia fue capaz de reclamar una cantidad importante de créditos de ICMS en 2008, y

•

electricidad comprada para reventa aumentaron R$ 2.294 millones, o 102.7%, a R$ 4.528 millones en 2008, y de R$ 2.234 millones en 2007. Esto se debió principalmente al tipo de cambio spot de la electricidad fue excepcionalmente alta en 2008.

Los resultados del segmento de transmisión Los ingresos operativos netos Los ingresos operativos netos para el segmento de mayor transmisión de R$ 163 millones, o 4,1%, a R$ 4.119 millones en el 2009 y de R$ 3.956 millones en 2008 debido a los factores que figuran a continuación. Los ingresos operativos netos para el segmento de mayor transmisión de R$ 333 millones, o 9,2%, a R$ 3.956 millones en 2008, y de R$ 3.623 millones en 2007 debido a los factores que figuran a continuación. Las ventas de electricidad Las ventas de electricidad aumentaron R$ 108 millones, o 2,6%, a R$ 4.209 millones en el 2009 de R$ 4.101 millones en el 2008 como resultado de un ajuste por inflación a la tarifa de transmisión fijado por el Gobierno brasileño. Las ventas de electricidad aumentaron R$ 249 millones, o 6,5%, a R$ 4.101 millones en 2008, y de R$ 3.852 millones en el 2007 como resultado de un ajuste por inflación a la tarifa de transmisión fijado por el Gobierno brasileño y el funcionamiento de nuevas líneas de transmisión en el año 2008. Ingresos por Servicios Otros ingresos de explotación aumentaron de R$ 83 millones, o 44,1%, a R$ 271 millones en 2009, y de R$ 189 millones en 2008. Este incremento fue impulsado principalmente por el hecho de que una mayor proporción de empresas de la región noreste de Brasil Eletrobras contrató Eletronorte para servicio y mantenimiento de sus activos eléctricos. Otros ingresos de explotación aumentaron de R$ 65 millones, o 52,4%, a R$ 189 millones en 2008,y de R$ 124 millones en 2007. Este incremento fue impulsado principalmente por el hecho de que una mayor proporción de empresas de la región noreste de Brasil, Eletronorte contrató para servicio y mantenimiento de sus activos eléctricos. Tasas reguladoras en los ingresos Tasas reguladoras en el aumento de los ingresos de R$ 28 millones, o 8,5%, a R$ 362 millones en 2009 y de R$ 334 millones en 2008 debido al aumento de ingresos para el año. Tasas reguladoras en el descenso de los ingresos de R$ 19 millones, o 5,4%, a R$ 334 millones en 2008, y de R$ 353 millones en 2007. A pesar de un aumento en los ingresos, las tasas reguladoras en el descenso de los ingresos, ya que estos cargos no se calculan sobre los ingresos totales, sino que son calculados con referencia a ciertas partidas, tales como investigación y desarrollo, que se redujo en 2008. Costos y Gastos Operativos Costos y gastos operativos para el aumento de la transmisión por R$ 374 millones, o 10,7%, a R$ 3.881 millones en 2009 y de R$ 3.507 millones en 2008. El componente principal del cambio fue: •

un aumento de R$ 310 millones, o 17,6%, en la nómina y los gastos relacionados con R$ 2.068 millones en el 2009 y de R$ 1.758 millones en 2008, principalmente como resultado de un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, junto con un aumento de los sueldos;

•

un aumento de R$ 188 millones, o 211.2%, las provisiones de tráfico de R$ 277 millones en el 2009, y de R$ 89 millones en 2008 debido a un aumento en las contingencias, y

compensado parcialmente por: •

de R$ 130 millones, o 8,7%, disminución de costos de depreciación y amortización de R$ 1.363 millones en 2009, y de R$ 1.493 millones en 2008, en particular debido a la sustitución de una serie de activos en servicio en 2009, que tuvo un impacto en la tasa aplicada a nuestros costos en relación con la depreciación.

Costos y gastos operativos para la transmisión de un aumento de R$ 292 millones, o 9,1%, a R$ 3.507 millones en 2008 y de R$ 3.215 millones en 2007. El componente principal del cambio fue: •

un aumento en la depreciación y amortización de R$ 290 millones, o 24,1%, a R$ 1.493 millones en 2008 y de R$ 1.203 millones en 2007, principalmente como resultado de las variaciones de moneda extranjera en relación a Itaipú, y

70

•

un aumento en la nómina y gastos relacionados de R$ 186 millones, o 11,8%, a R$ 1.758 millones en 2008 y de R$ 1.572 millones en 2007, principalmente como resultado de un aumento en el pago de incentivos a ciertos empleados como un incentivo para la jubilación anticipada, así como con un aumento en los salarios y el número de empleados.

B. Liquidez y Recursos de Capital Nuestras principales fuentes de liquidez derivados de los recursos generados por nuestras operaciones y de los préstamos recibidos de varias fuentes, incluido el Fondo RGR (para indemnizar a las concesionarias de electricidad para los gastos no compensados en las concesiones terminado y se describe con más detalle en "-Principales factores que afectan a nuestro sistema financiero el desempeño de nuestra función en la administración de los programas del gobierno brasileño"), préstamos de terceros, incluidos algunos organismos internacionales, y las realizaciones de las diversas inversiones que hemos realizado con el Banco do Brasil SA, con los que están obligados por ley a depositar los activos excedentes de efectivo. Además, el 23 de julio de 2009 se emitió mil millones dólares EE.UU. 6,875% con vencimiento en 2019. Se requiere de financiamiento, principalmente para financiar la actualización y expansión de nuestras instalaciones de generación y transmisión y con el fin de pagar nuestras obligaciones de deuda con vencimiento. Además, a través de nuestras subsidiarias, que está haciendo una oferta en las subastas de nuevas líneas de transmisión y los contratos de nueva generación. En el caso de que tengamos éxito en cualquiera de estas subastas, necesitaremos dinero adicional para financiar las inversiones necesarias para ampliar las operaciones aplicables. De vez en cuando, tenemos en cuenta el potencial nuevas oportunidades de inversión y que pueden financiar tales inversiones con dinero en efectivo generado por nuestras operaciones, los préstamos, los mercados de capitales internacionales, aumentos de capital o otras fuentes de financiación que pueden estar disponibles en el momento pertinente. En la actualidad tenemos la capacidad de financiar hasta R$ 3 mil millones de gastos de capital de los recursos existentes sin tener que recurrir a los mercados de capitales. Esos fondos representan una parte de los ingresos que han generado a partir de las ventas de la electricidad y el interés que hemos recibido de nuestras actividades de préstamos.

Flujos de Efectivo La siguiente tabla resume los flujos netos de efectivo para los períodos presentados:

Al 31 de diciembre, 2009

Flujos netos de efectivo: De las actividades operativas ............................................................................. 6.060.973 Las actividades de inversión (utilizados en) ....................................................... (5.315.309) Las actividades de financiación (utilizados en) .................................................. 1.843.991 Total ..................................................................................................................

2.589.655

2008

2007

(Actualizado) (En R $ miles)

(Actualizado)

10.054.604 699.169 (8.548.232)

7.281.679 (2.798.079) (6.312.657)

(2.205.541)

(1.829.057)

Flujo de efectivo de actividades operativas Nuestro flujo de efectivo por actividades de operación principalmente el resultado de: •

la venta y transmisión de electricidad de una base estable y diverso de clientes minoristas y mayoristas a precios fijos y

•

diferidos activos regulatorios, representando principalmente el efecto de caja de los resultados acumulados de las ganancias o pérdidas de las operaciones de Itaipú, neto de la compensación a través de los ajustes de tarifas.

Los flujos de efectivo de actividades de explotación han sido suficientes para cumplir con los requisitos de funcionamiento y gastos de capital durante los períodos en discusión. Flujos de efectivo de actividades de inversión Nuestros flujos de efectivo por actividades de inversión reflejan en primer lugar: •

inversiones restringidas, siendo el exceso de liquidez que se requiere que sea depositado en el Banco do Brasil S.A. (o en ciertas otras inversiones emitidas por el Gobierno de Brasil);

•

adquisiciones de inversión, que las asociaciones que celebre con terceros en el sector privado en relación con la operación de nuevas plantas, y

•

adquisiciones de activos fijos, siendo principalmente las inversiones en equipos necesarios para las actividades operacionales.

En 2009, nuestro flujo de efectivo por actividades de inversión disminuyó R$ 6.014 millones de los ingresos de R$ 699 millones en 2008 a un gasto de R$ 5.315 millones en 2009, como las variaciones en el dólar de EE.UU. /real tipo de cambio de Itaipú fuertemente afectada nuestra valoración de la propiedad, planta y equipo, que tuvo un efecto sobre los flujos de nuestro dinero en efectivo como cualquier revaluación de las propiedades, planta y equipo se tiene que reflejar en nuestros flujos de efectivo.

71

Flujos de Efectivo de Actividades de Financiamiento Nuestro flujo de efectivo por actividades de financiamiento reflejan principalmente los ingresos por intereses que recibimos de los préstamos a corto plazo y largo plazo a medida para compañías no afiliadas que operan en el sector eléctrico brasileño. En 2009, los flujos de efectivo por actividades de financiamiento aumentó R$ 10.392 millones, de un gasto de R$ 8.548 mil millones en 2008 a los ingresos de R$ 1.844 millones en 2009, como se les paga menos que el Fondo RGR en 2009. Para más información sobre el Fondo RGR, consulte la sección "Artículo 4.B, Descripción del Negocio-préstamos y financiamiento de actividades-las fuentes de fondos". Relación entre utilidades acumuladas y los flujos de efectivo Al 31 de diciembre de 2009, el balance general refleja las reservas retenidas de R$ 19,5 mil millones, que consistía en las reservas legales, pero no incluyen remuneración accionistas sin pagar "(ver" 8.A del artículo, los Estados Financieros Consolidados y Otras Políticas de Información sobre la distribución de dividendos ").

Gastos de Capital En los últimos cinco años, hemos invertido un promedio de R$ 3,716.9 millones de dólares anuales en proyectos de capital. Aproximadamente el 45% se invirtió en el segmento de generación, el 39% en el segmento de transmisión y el equilibrio en nuestro segmento de distribución y otras inversiones. Nuestro negocio principal es la generación, transmisión y distribución de energía y tenemos la intención de invertir fuertemente en estos segmentos en los próximos años. Las empresas son seleccionadas para la construcción de nuevas unidades de generación y líneas de transmisión por un proceso de licitación. Es, por tanto, difíciles de predecir las cantidades exactas que vamos a invertir en estos segmentos en el futuro. Estamos, sin embargo, trabajando para garantizar un número significativo de nuevos contratos ya sea solo o como parte de un consorcio que incluye al sector privado. Creemos que Brasil puede tener que aumentar hasta 36.000 km de líneas de transmisión y hasta 55.000 MW de capacidad instalada de generación durante los próximos diez años. Estas inversiones representan aproximadamente EE.UU. $ 42 mil millones. Como la mayor empresa en el mercado, esperamos participar en la mayoría de estas nuevas inversiones. Creemos que las inversiones en los próximos diez años será superior a R$3 mil millones por año, lo que hemos invertido en años anteriores. Para estas inversiones, esperamos utilizar financiamientos derivados de nuestro flujo de efectivo neto, así como el acceso a los mercados de capitales nacionales e internacionales, a través del financiamiento. C. Investigación y desarrollo, patentes y licencias Investigación y Desarrollo Nuestras actividades de investigación y la planificación son llevadas a cabo por Cepel, una entidad sin ánimo de lucro creada en 1974 con el objetivo de apoyar el desarrollo tecnológico del sector eléctrico brasileño. Somos el principal patrocinador del Cepel y participar en la coordinación de la planificación ambiental y programas de conservación de energía. Cepel clientes son nuestras subsidiarias operativas (incluyendo Itaipú y Eletrobras Eletronuclear) y otras empresas eléctricas nacionales y extranjeros. Actividades Cepel pretenden alcanzar altos estándares de calidad y productividad en el sector eléctrico a través de investigación y desarrollo tecnológico. Cepel cuenta con una red de laboratorios para llevar a cabo sus actividades, y mantiene la cooperación técnica con varios acuerdos internacionales de investigación de energía eléctrica y las instituciones de desarrollo. Cepel da prioridad a proyectos estratégicos y de estructuración, con sus actividades se concentraron en cinco departamentos: •

Departamento de Sistemas de Automatización: Este departamento se centra en el desarrollo de herramientas para obtener los datos, la operación en tiempo real de los sistemas eléctricos y el análisis de las perturbaciones;

•

Eléctrica del Departamento de Sistemas: Este departamento se centra en el desarrollo de metodologías y programas de ordenador que ofrecen las condiciones para la expansión, la supervisión, control y operación de los sistemas centrales;

•

Departamento de Tecnologías Especiales: Este departamento estudia la aplicación de tecnologías relacionadas con el uso de materiales para instalaciones eléctricas, la eficiencia energética y fuentes renovables, incluyendo el análisis de la sostenibilidad y viabilidad económica;

•

La instalación y el Departamento de Equipos: Este departamento se centra en el desarrollo de tecnologías para refinar los equipos utilizados en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica (modelos de computadora, las pruebas y las técnicas de medición, sistemas de monitoreo y diagnóstico), y

•

Optimización de Energía y Medio Ambiente: Este departamento se centra en el desarrollo de metodologías y programas informáticos para la planificación de la expansión y operación de sistemas interconectados hidrotermales y en la evaluación integrada de los problemas ambientales.

Tenemos un centro de estudio del grupo central que lleva a cabo estudios científicos, mediciones, análisis de especialistas y otras pruebas y análisis que son relevantes para las operaciones de nuestro núcleo. Este centro cuenta con una certificación de la Instituto Nacional de Metrología (El Instituto Brasileño de Metrología Nacional) que le permite certificar equipos eléctricos. Cepel también se centra en el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, incluyendo las relativas a la generación de electricidad de fuentes renovables como la energía solar y eólica. Como parte de este enfoque, la estructura Cepel incluye los siguientes proyectos: (i) la Centro de Referencia párrafo Energia Solar Eólica e Sérgio de Salvo Brito (Centro Nacional de Referencia de Energía Solar y Eólica Desarrollado de Salvo Brito), (ii) la Casa Solar Eficiente (Casa Eficiente Solar), y (iii) la Centro de Tecnologías Eficientes de Aplicação (Centro para la Aplicación de tecnologías eficientes).

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Patentes y licencias Entre otros, se han registrado "Eletrobras" como una marca con la Instituto Nacional de la Propiedad Industrial - El INPI. Además, Cepel tiene diecinueve patentes registradas en el INPI en relación con los equipos y procesos de fabricación. De seguros Mantenemos seguros para, incendios, desastres naturales, accidentes que involucran a terceros, algunos otros riesgos asociados con el transporte y montaje de equipos, construcción de plantas, y multiriscos. Nuestras filiales y de Itaipú tiene cobertura de seguro similar. No tiene cobertura de seguro de riesgo de interrupción de negocios, porque no creemos que las primas de alta se justifica por el bajo riesgo de una interrupción importante, teniendo en cuenta la energía disponible en el sistema eléctrico interconectado. Creemos que tenemos un seguro que sea habitual en Brasil y adecuada para el negocio en las que participamos. D. Información de tendencias Nuestra administración ha identificado las siguientes tendencias principales, que contienen ciertas informaciones anticipadas sobre el futuro de la información y debe leerse en conjunción con "Cautionary Statement Concerning Forward-Looking Information" y "Artículo 3.A, Factores de Riesgo". Fundamentalmente, creemos que estas tendencias nos permitirá continuar haciendo crecer nuestro negocio y mejorar nuestra imagen corporativa: •

electricidad está en constante demanda: A diferencia de ciertas industrias que son particularmente vulnerables a las condiciones cíclicas en el mercado y / o estacionalidad, la demanda de electricidad es constante. Creemos que vamos a seguir teniendo la posibilidad de establecer tarifas de acuerdo con las condiciones del mercado, especialmente en el segmento de generación. Aunque las tarifas en el segmento de transmisión son fijadas por el Gobierno de Brasil cada año, creemos que estas tarifas siguen aumentando;

•

la participación en subastas futuras nos permitirá crecer: Esperamos para participar en un número creciente de futuras subastas de energía nueva, así como nuevas subastas de transmisión, y, por consiguiente necesidad de invertir en nuevas plantas de generación de energía (tanto hidroeléctricas y térmicas) y las nuevas líneas de transmisión con el fin de ampliar el actual de la red y mantener nuestra cuota de mercado actual. También creemos que, al centrarse en la generación y transmisión, que será capaz de maximizar los beneficios mediante la mejora de la eficiencia de nuestra infraestructura existente y aprovechar las oportunidades derivadas de la nueva infraestructura;

•

una disminución de las tasas reguladoras una vez que las inversiones en infraestructura se han completado: En los últimos períodos, los resultados financieros han sido afectados por las tasas reguladoras reguladas por la ANEEL. El producto de estos cargos han sido utilizados por el Gobierno de Brasil para invertir en infraestructura, como la CCC y RGR. A medida que esta infraestructura se ha completado, creemos ANEEL reducirá los niveles de las tasas reguladoras, que tendrá un efecto positivo en nuestros resultados financieros. Por otra parte, creemos que la realización de estos proyectos de infraestructura tienen un efecto beneficioso sobre nuestra capacidad de hacer crecer nuestro negocio;

•

Los ingresos de terceros para el mantenimiento de las instalaciones: Aunque el núcleo de nuestro negocio seguirá siendo el segmentos de generación y transmisión, hemos conseguido aumentar nuestros ingresos en los últimos períodos mediante el uso de nuestra experiencia para proveer servicios de mantenimiento para otras empresas en nuestra industria. Nuestra filial de Eletrobras Eletronorte ha sido el conducto clave para esto. Esperamos que esta tendencia continúe, lo que mejora nuestra posición financiera, y

•

un mayor enfoque en las preocupaciones ambientales, de salud y seguridad: Hay una tendencia en Brasil y en el mundo hacia la creciente preocupación por la protección del medio ambiente. Esto nos afecta de varias maneras, incluyendo el manejo de temas sociales y políticos que pueden surgir cuando tratamos de construir nuevas instalaciones (en particular en zonas remotas de Brasil) y la reducción de los objetivos de emisión de carbono de las instalaciones que dependen de los combustibles fósiles. Uno de los retos clave para nosotros será equilibrar estas preocupaciones ambientales sobre el crecimiento de nuestro negocio, dado que estas preocupaciones, naturalmente, pueden aumentar las presiones de costos. También hay una tendencia creciente en Brasil hacia una mayor salud y estrictos requisitos de seguridad con respecto a los permisos de operación de nuestras instalaciones, que de igual forma impone desafíos costo presión sobre nuestro negocio.

E. Acuerdos Fuera de Hoja de Balance Ninguno de nuestros arreglos fuera de balance son del tipo con respecto a la que están obligados a proporcionar la divulgación de conformidad con 5.E de la Forma 20-F. F. Obligaciones Contractuales Nos exponen a continuación, en base a segmentos, nuestra deuda a largo plazo, obligaciones a largo plazo de compra y obligaciones a largo plazo la venta para los períodos presentados:

Los pagos debidos por el período de 31 de diciembre 2009 (En R $ miles) 2011 Obligaciones a largo plazo de la deuda: Generación.......................................................................................................... 1.028.510 Transmisión ........................................................................................................ 587.720

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2012 1.334.297 762.455

2013 1.209.623 691.213

2014 1.175.034 671.448

2015 y después de 11.338.285 6.479.020

Los pagos debidos por el período de 31 de diciembre 2009 (En R $ miles) 2011

2012

2013

2014

2015 y después de

Distribución ........................................................................................................16.326

21.179

19.200

18.651

179.973

Total ................................................................................................................... 1.632.556

2.117.931

1.920.037

1.865.134

17.997.277

Los pagos debidos por el período de 31 de diciembre 2009 (En R $ millones) 2010

2011

2012

2013

2014 y después de

Obligaciones a largo plazo de compra: Generación.......................................................................................................... 413.3 Transmisión ........................................................................................................ Distribución ........................................................................................................ 1.974.4

417.0 2.178.9

425.9 2.432.7

425.2 2.490.6

256.1 12.646.9

2.387.7 Total ...................................................................................................................

2.595.9

2.858.6

2.915.8

12.903

Nuestras obligaciones de arrendamiento se establecen de la siguiente manera, al 31 de diciembre de 2009:

Obligaciones de arrendamiento:

A partir del 31 de diciembre 2009

A más tardar un año Más tardar un año

(En R $ millones) 122.0 1.549.4

Total TEMA 6.

1.671.4

DIRECTORES, FUNCIONARIOS Y EMPLEADOS

A. Consejo de Administración y Alta Dirección Estamos administrados por nuestro Conselho de Administração (O Consejo de Administración), compuesto por un máximo de diez miembros, y por nuestra Diretoria (o de la Junta de Jefes Ejecutivos), que actualmente se compone de seis miembros. Nuestros estatutos establecen también una permanente Conselho Fiscal (o el Consejo Fiscal), que se compone de seis miembros. De conformidad con nuestros estatutos, todos los miembros de nuestro Consejo de Administración, Dirección Ejecutiva y el Consejo Fiscal deben ser ciudadanos brasileños.

Junta directiva Los miembros de nuestro Consejo de Administración son elegidos en la junta general de accionistas por un período renovable de tres años. Sin embargo, el 28 de abril de 2005, nuestros accionistas aprobaron una enmienda a los estatutos sociales de conformidad con lo que la duración del mandato de cada miembro de nuestro Consejo de Administración se reducirá de tres a un año. De acuerdo con la Ley N º 3890 - A del 25 de abril de 1961, esta enmienda está sujeta a aprobación en la forma de un decreto presidencial, que está pendiente en la fecha de este informe anual. De conformidad con la ley corporativa brasileña, los miembros de nuestro Consejo de Administración deben ser accionistas de la empresa. A medida que nuestro accionista mayoritario, el gobierno brasileño tiene el derecho de designar a ocho miembros de nuestro Consejo de Administración, de los cuales siete son nombrados por el MME y uno por el (Ministério do Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão) Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión. Los accionistas minoritarios tienen derecho a elegir un miembro, y los tenedores de acciones preferentess sin derecho a voto que representen al menos el diez por ciento de nuestro capital total tienen derecho a elegir un miembro. En la actualidad, nuestro Consejo de Administración está compuesto por nueve miembros. Uno de los miembros del Consejo de Administración es nombrado presidente. Nuestro Consejo de Administración se reúne ordinariamente una vez al mes y cuando es llamado por la mayoría de los directores o el Presidente. Entre otras funciones, nuestro Consejo de Administración es responsable de: (i) el establecimiento de nuestras normas de negocios, (ii) la determinación de la organización corporativa de nuestras filiales o de cualquier participación en el capital por nosotros en otras personas jurídicas, (iii) la aprobación de nuestra entrada en cualquier préstamo acuerdo y la determinación de nuestra política de financiamiento, y (iv) la aprobación de cualquier garantía a favor de cualquiera de nuestras filiales en relación con cualquier acuerdo financiero. La siguiente tabla muestra los actuales miembros del Consejo de Administración y sus respectivas posiciones. El mandato de cada miembro de nuestro Consejo de Administración expira a la próxima Junta Ordinaria de Accionistas. Cada miembro es elegido por el Gobierno brasileño a excepción de Arlindo Magno de Oliveira, que fue elegido por nuestros accionistas minoritarios.

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Nombre

Posición

Márcio Pereira Zimmermann Mauricio Muniz Barreto de Carvalho Virginia Parente de Barros Lindemberg de Lima Bezerra Wagner Bittencourt de Oliveira José Antonio Correa Coimbra Arlindo Magno de Oliveira José da Costa Carvalho Neto

Presidente Director Director Director Director Director Director Director

Márcio Pereira Zimmermann -Presidente y Miembro de la Junta: Sr. Zimmermann tiene un título en ingeniería eléctrica de la Universidad Católica del Estado de Rio Grande do Sul y una maestría en Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro. Sr. Zimmermann fue Director de Ingeniería de Eletrobras y Director de Investigación y Desarrollo de Cepel. El Sr. Zimmermann es actualmente Secretario Ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía, después de haber sido el Secretario de Planeación Energética y Desarrollo del Ministerio de Minas y Energía. Mauricio Muniz Barreto de Carvalho - Miembro de la Junta: Sr. Carvalho tiene una Maestría en Administración Pública y Planificación Urbana y una licenciatura en Administración Pública de la Fundación Getúlio Vargas (FGV). El señor Carvalho fue director de la Escola Nacional de Administração Pública (ENAP), en las áreas de Administración y Finanzas y Gerentes de Desarrollo y servidores de 1999 a 2002. En 2003, fue jefe de la Junta de Vigilancia, Evaluación, Auditoría y Capacitación del Ministerio de Educación, donde posteriormente se desempeñó como jefe de la Junta de Inclusión Educativa programas. Sr. Carvalho se desempeñó como Asesor Especial para la Presidencia de 2003 a 2004. Fue nominado al entonces Jefe Adjunto de Articulación y Seguimiento de la Casa Civil de la Presidencia, donde fue responsable de articular la acción del gobierno y supervisar los proyectos estratégicos. Nombrado para el cargo en mayo de 2011, actualmente se desempeña como Secretario del Programa de Aceleración del Crecimiento (Programa de Aceleração de Crescimento - PAC). Virginia Parente de Barros. Sra. Barros tiene un Post-Doctorado en Energía, con especial atención en la regulación de la Universidade de São PauloUSP; un doctorado en Finanzas y Economía de la Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, Una maestría en Administración de Empresas Universidade Federal da Bahia, Y una licenciatura en Economía de la Universidad de Brasilia. Ella tiene más de 12 años de experiencia como un ejecutivo que trabaja para los bancos de inversión, tanto extranjera como nacional, como el Chemical Bank (ex JP Morgan Chase), BankBoston, Unibanco y Banco Votorantim, entre otros. Últimamente, como profesor de la USP, ha participado en la docencia, la investigación y la educación continua, incluyendo las actividades de consultoría en Finanzas, Economía, Administración Pública, y el Reglamento en la política energética, medio ambiente y la energía y la seguridad. Por último, la Sra. Barros es el presidente de Comite Estratégico de Energía da Câmara de Comércio BrasilESTADOS UNIDOS (AMCHAM) y miembro del Consejo Ejecutivo de la Sociedade Brasileira de Planejamento Energético (SBPE), que consta de varias universidades y centros de investigación de la energía. Lindemberg de Lima Bezerra - Miembro de la Junta: Sr. Bezerra es licenciado en Economía de la Universidade Federal do Rio Grande do Sul con una maestría en Economía de la Universidade de São Paulo. Sr. Bezerra ha ocupado el cargo de Jefe de Estado Mayor de la Secretaría del Tesoro Nacional desde julio de 2007. De 1997 a junio de 2007, el Sr. Bezerra era un impuesto y el asistente de economía en la Tesorería Nacional. Wagner Bittencourt de Oliveira - Miembro de la Junta: Sr. Oliveira es ingeniero metalúrgico egresado de la PUC-RJ (1974) que ha completado un curso de especialización en finanzas y mercados de capitales. En 1975, se llevó a cabo un concurso público y fue admitido en la Banco Nacional de Desarrollo Social, - BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Economico y Social). A lo largo de su carrera en el Banco actuó en muchas posiciones: jefe de división, jefe de departamento, superintendente y, desde diciembre de 2004, ha sido superintendente de los insumos básicos, que incluye la minería, metalurgia, cemento, papel y celulosa, productos químicos, petroquímicos y los fertilizantes. Que ha acumulado 20 años de experiencia ejecutiva: fue el Secretario del Ministerio de la Integración Nacional (2001), el Superintendente de SUDENE (2000 a 2001), director general de la Companhia Ferroviaria do Nordeste (1998 a 2000) y el Superintendente de la Zona Industrial (1996 a 1998). José Antonio Correa Coimbra - Miembro de la Junta: Sr. Coimbra posee una licenciatura en Ingeniería Civil de Universidade Federal do Pará con una Maestría en Ingeniería de Producción de Universidade Federal de Santa Catarina. El Sr. Coimbra es actualmente Jefe de la Oficina del Ministro de Minas y Energía y tiene varios artículos publicados en Brasil y en el extranjero. En el grupo Eletrobras Sr. Coimbra fue Director de Ingeniería de Eletronorte, después de haber trabajado en esa empresa desde 1977 hasta 2005. El Sr. Coimbra es también un miembro de la Junta Directiva de Eletronorte y ya tenía la misma posición en Cepel. Arlindo Magno de Oliveira -Miembro de la Junta: Sr. Oliveira es Licenciado en Economía de la Universidade Federal Fluminense y diversos cursos de especialización en finanzas y mercados de capitales. Comenzó su carrera profesional como Banco do Brasil empleado, donde se desempeñó como gerente. También trabaja como Director del Fondo de Pensiones de Banco do Brasil - Previ. El Sr. Oliveira es actualmente retirado, pero tiene una amplia experiencia como miembro de la junta de directores de varias importantes empresas brasileñas como Companhia Vale do Rio Doce y Valepar SA., y las empresas del sector eléctrico brasileño, donde fue miembro de la junta de Coelba, Cosern y CPFL. José da Costa Carvalho Neto - Miembro de la Junta: Ingeniero Eléctrico y Master en Ingeniería Eléctrica por la Universidad Federal de Minas Gerais, José da Costa Carvalho Neto fue el Subsecretario de Minas y Energía de Minas Gerais, en 1987, y fue el Presidente de la Companhia Energética de Minas Gerais (Cemig) entre julio de 1998 y enero de 1999. También en Cemig, donde se inició como aprendiz en 1966, ocupó diversos cargos como Jefe de Distribución, de 1991 a 1997, y mantuvo las oficinas del superintendente del Departamento y Gerente de la División. Fue profesor en el Poder tema Plantas de la Pontificia Universidad Católica de MG, desde 1970 hasta 1977. En la empresa privada, ocupó los cargos de director general de Arcadis Logos Energía, Miembro del Consejo de Administración de Logos Engenharia y Enerconsult y Director de Sistemas e Equipamentos Orteng.

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Junta de Jefes Ejecutivos de Nuestra Junta de Directores Ejecutivos se compone actualmente de seis miembros designados por nuestro Consejo de Administración por un plazo indefinido. Nuestra Junta de Directores Ejecutivos se reúne ordinariamente cada semana, o cuando es llamado por la mayoría de los oficiales o por el Presidente. Nuestra Junta de Directores Ejecutivos determina nuestra política de negocios en general, es responsable de todo lo relacionado con nuestro día a día la gestión y operaciones, y es el máximo órgano de control con respecto a la ejecución de la normativa establecida. No tenemos ningún control sobre los nombramientos de nuestro director general y directores financieros, ya todos los nombramientos se hacen con nuestro accionista mayoritario, que es el Gobierno de Brasil. Nuestro director administrativo es responsable de coordinar la gestión general de nuestra empresa, incluyendo los suministros, las cuestiones relacionadas con el empleo, las políticas de formación de seguros y gestión de nuestros activos.

Los miembros de nuestra actual Junta de Jefes Ejecutivos fueron designados por nuestro Consejo de Administración y sus nombres y los títulos se indican a continuación:

Nombre

Posición

José da Costa Carvalho Neto Armando Casado de Araújo Valter Luiz Cardeal de Souza Miguel Colasuonno Marcos Aurélio Madureira da Silva José Antonio Muniz Lopes

Director Ejecutivo Director Financiero y de Relaciones con Inversores Oficial de la generación de Oficial Administrativo Distribución Oficial Transmisión Oficial

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Sr. José da Costa Carvalho Neto - Director General: Consulte " -Consejo de Administración ". Sr. Armando Casado de Araújo - Director Financiero y de Relaciones con Inversores: Sr. Araújo es licenciado en Administración de Empresas de Faculdade de Ciências Exatas, Administrativas e Sociais de Brasilia, Y ha completado varios cursos de postgrado en Finanzas. Además, cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico nacional. Trabajó para Eletrobrás Eletronorte como Superintendente de Presupuesto 1977. Fue nombrado presidente de la compañía Integração Transmissão de Energía, SA.. Él trabaja en Eletrobras desde junio de 2008 cuando se convirtió en el asistente y sustituto del director financiero. Sr. Valter Luiz Cardeal de Souza - Director de Generación: Sr. Souza es un ingeniero eléctrico y electrónico, con un título de la Pontificia Universidad Católica de Río Grande do Sul, que se especializa en ingeniería de la energía, así como en ingeniería de producción. El Sr. Souza ha sido Director de Ingeniería de Eletrobras, desde 14 enero de 2003. Él ha sido activo en el sector eléctrico por más de treinta y dos años como empleado de la Companhia Estadual de Energía Eléctrica SA (CEEE), donde, desde 1971, ha llevado a cabo importantes funciones técnicas y de gestión como director en las áreas de generación, transmisión y de distribución. Al Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), fue Asistente Ejecutivo del Director General, Coordinador del Departamento de Construcción y Aplicación de la Energía Eléctrica y el Coordinador y Director Suplente de la Secretaría de Hacienda y Economía. El Sr. Souza también ocupa el cargo de Presidente de la junta directiva de Eletrobrás Eletronorte y CGTEE Eletrobras. Sr. Miguel Colasuonno - Jefe Administrativo: Sr. Colasuonno tiene un doctorado en Relaciones Internacionales de la Vanderbilt Universidad en el Estados Unidos y tiene un postgrado en Economía, con especialización en Comercio Internacional e Intercambio, de la Universidade de São Paulo. Sr. Colasuonno fue alcalde de Sao Paulo 1973 a 1975, presidente de la Empresa Brasileira de Turismo, Embratur (1980-1985) y presidente de la Sindicato Economistas dos do Estado de São Paulo (1986-1995). También ha actuado como un São Paulo concejal desde 1992 hasta 2001, donde fue nombrado presidente del consejo. Sr. Colassuono ha actuado como un profesor de la Universidad de São Paulo durante los últimos siete años. Sr. Colasuonno fue nombrado Oficial Administrativo el 6 de marzo de 2008. Sr. Marcos Aurélio Madureira da Silva - Director de Distribución: Da Silva es licenciado en ingeniería eléctrica y ha completado cursos de posgrado en administración de empresas e ingeniería económica. Él era un empleado de Companhia Energética de Minas Gerais SA - CEMIG, Donde fue un oficial de distribución de 1998 a 2010. También ha actuado como oficial de Operaciones y Comercial de Soluções Energisa. Sr. José Antonio Muniz Lopes - Transmisión Oficial: Sr. Lopes es licenciado en Ingeniería Eléctrica de la Universidade Federal de Pernambuco. Él es un experto en el sector eléctrico de Brasil en las que ha trabajado durante más de 30 años. Sr. Lopes fue nombrado Consejero Delegado de Eletrobras el 6 de marzo de 2008. Em el 4 de marzo de 2008 en Reunión Extraordinaria de Accionistas, fue elegido miembro del Consejo de Administración. Sr. Lopes ha ocupado varios cargos ejecutivos en empresas del grupo Eletrobrás, como Consejero Delegado y Director de Planificación e Ingeniería de Eletrobrás Eletronorte 1996 a 2003, Consejero Delegado, Director General y Director Financiero en Eletrobras Chesf de 1992 a 1993 y consejero delegado de Eletrobras entre marzo de 2008 febrero de 2011. Sr. Lopes fue también Director Adjunto de la Dirección Nacional de Desarrollo de la Energía - DNDE del Ministerio de Minas y Energía, donde también se desempeñó en la Secretaría Ejecutiva.

B. Compensación La compensación de nuestro Consejo de Administración, Dirección Ejecutiva y el Consejo Fiscal es determinado por nuestros accionistas en la Junta General Ordinaria de Accionistas dentro de los primeros cuatro meses del ejercicio. Que la compensación también puede incluir una cantidad participación en las ganancias según el criterio de nuestros accionistas. Para el 2009, 2008 y 2007 la remuneración total pagada a nuestros directores, funcionarios y miembros del Consejo Fiscal (incluyendo el pagado por las filiales y de Itaipú, a excepción de las empresas de distribución) fue de R$ 18.045.473,42, R$ 17.790.523,59 y R$ 22.216.802,54, respectivamente. La suma total de beneficios pagados a compartir nuestros oficiales (incluidos los pagados por las filiales e Itaipu) fue de R$ 2.146.930,79 para el año 2009, R$ 1.693.096,97 para el año 2008 y R $ 1.762.341,27 para el año 2007. El Directorio Ejecutivo es responsable de reparto de la compensación entre sus miembros, los miembros del Consejo de Administración y del Consejo Fiscal. No han dejado de lado o acumulado cualquier cantidad de prestaciones de pensión, jubilación o similares. C. Prácticas de Gestión Los contratos de servicios No tenemos contratos de servicio con cualquier miembro de nuestro Consejo de Administración, Dirección Ejecutiva o el Consejo Fiscal. Consejo Fiscal Nuestro Consejo Fiscal se establece con carácter permanente y se compone de cinco miembros y cinco suplentes elegidos en la reunión anual de accionistas de renovables términos de un año. El gobierno brasileño tiene el derecho de nombrar a tres de los miembros de nuestro Consejo Fiscal, y tanto a los accionistas minoritarios y los tenedores de acciones preferentes sin derecho a voto que representen al menos el diez por ciento de nuestro capital total, tienen el derecho de designar a un miembro cada uno. Los actuales miembros de nuestro Consejo Fiscal, que figura en la tabla de abajo, y respectivos suplentes fueron elegidos en la junta general de accionistas celebrada el 16 de junio de 2011. Sus mandatos expiran en la reunión ordinaria de accionistas prevista para abril de 2012.

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Miembro

Suplente

Jarbas Raimundo de Aldano Matos Danilo de Jesús Vieira Furtado Carlos Carvalho Guedes Ana Lucía de Paiva Lorena Freitas

Jairez Elói de Souza Paulista Ricardo de Paula Monteiro Leila Przytyk Rodrigo Magela Pereira

D. Empleados Al 31 de diciembre de 2009, había un total de 27.610 empleados (incluido el 50% de los empleados de Itaipú) en comparación con 27.075 y 21.899 empleados al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. Eletrobrás sí mismo, con exclusión de Itaipú y otras filiales, había 1.224 empleados al 31 de diciembre de 2009. Durante los últimos cinco años no hemos tenido ninguna huelga u otra forma de paro que han afectado a nuestras operaciones y tuvo un impacto significativo en nuestros resultados. Como empresa de capital mixto, no podemos contratar a empleados sin concurso público. Un concurso público nos compromete a poner anuncios en la prensa brasileña para las posiciones de abierto y acogedor candidatos a pasar un examen. Los concursos públicos por última vez en 2007 y 2010, como un resultado de lo cual hemos contratado aproximadamente 425 y 35 nuevos empleados, respectivamente. La ocupación media de nuestros empleados es de 42 años. El siguiente cuadro refleja el número de empleados por tenencia: Composición de los empleados de la tenencia

A partir de

Hasta 5

6 a 10

31 de diciembre 2009 .......................................................................................... 8.208 2.321 31 de diciembre 2008 .......................................................................................... 7.573 2.076

11 a 15

16 a 20

1.193 1.114

2.034 3.466

21 a 25

Más de 25

5.701 5.089

8.153 7.757

Total 27.610 27.075

El siguiente cuadro refleja el número de empleados, por departamento:

Número de empleados a 31 de diciembre 2009

Departamento

Número de empleados a 31 de diciembre 2008

Campo ............................................................................................ Administrativo ...............................................................................

16.440 11.171

16.271 10.804

Total

27.610

27.075

La diferencia entre el número de empleados al 31 de diciembre de 2008 y el 31 de diciembre 2007 se debe a la inclusión de nuestras empresas de distribución en el negocio principal Eletrobras. A pesar de que no se les permite contratar a los empleados tercerizados, las filiales de Eletrobrás Eletronorte, Eletronuclear Eletrobras y Furnas Eletrobras emplean 3.377 empleados tercerizados a fin de cumplir con las normas establecidas por el Gobierno brasileño durante el plan nacional de privatización. La siguiente tabla muestra el número de empleados tercerizados a Eletrobrás Eletronorte, Eletronuclear Eletrobras y Furnas Eletrobras:

Número de Externalizado Los empleados de 31 de diciembre 2009

Filial

Número de Externalizado Los empleados de 31 de diciembre 2008

Eletronorte................................................................................................ Eletronuclear ............................................................................................ Furnas.......................................................................................................

653 1.676

678 1.723

Total

2.329

2.401

La mayoría de nuestros empleados son miembros de sindicatos. Los principales sindicatos que representan a nuestros empleados Federação Nacional dos Urbanitários, Federação Nacional dos Engenheiros, Federação Interestadual de Sindicatos de Engenheiros, Federação Nacional de Secretarias e secretarios, Federação Brasileira dos Administradores, Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energía Eléctrica de Sao Paulo, Sindicato dos Eletricitários de Eletrobrás Furnas e DME y Sindicato dos Eletricitários do Norte Fluminense e Noroeste. Nuestra relación con nuestros empleados está regulado por un convenio colectivo ejecutados con estos sindicatos y la Associação dos Empregados da Eletrobras y renegociado en

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mayo de cada año. Este acuerdo se aplica únicamente a los empleados de Eletrobrás sí mismo. Cada una de nuestras subsidiarias negociar su propio acuerdo de negociación colectiva, sobre una base anual, con sus respectivos sindicatos. E. Accionariado Ningún miembro de nuestro Consejo Fiscal tiene cualquiera de nuestras acciones. Las siguientes tablas muestran la propiedad actual de nuestras acciones por miembros de nuestro Consejo de Administración y Dirección Ejecutiva: Junta directiva

Número de comunes Acciones en poder

Nombre:

Virginia Parente de Barros...................................................................................... Lindemberg de Lima Bezerra ................................................................................. Wagner Bittencourt de Oliveira .............................................................................. Marcio Pereira Zimmermann .................................................................................. José Antonio Correa Coimbra................................................................................. Arlindo Magno de Oliveira ..................................................................................... José da Costa Carvalho Neto .................................................................................. Mauricio Muniz Barreto de Carvalho .....................................................................

300 1 3 10 1 100 100 2

Junta de Jefes Ejecutivos de

Número de comunes Acciones en poder

Nombre:

José da Costa Carvalho Neto ..................................................................................

100

Número de comunes Acciones en poder

Nombre:

José Antonio Muniz Lopes ..................................................................................... Marcos Aurélio Madureira da Silva ........................................................................ Valter Luiz Cardeal de Souza ................................................................................. Miguel Colasuono................................................................................................... Armando Casado de Araújo ....................................................................................

79

1 -

TEMA 7.

PRINCIPALES ACCIONISTAS Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

A. Principales Accionistas Al 31 de diciembre de 2009, el monto total de capital social en circulación fue de R$ 26.156.567.211,64, que consiste en 905.023.527 acciones ordinarias en circulación, junto con 146.920 clase excepcional "A" y 227.186.643 acciones preferentes en circulación de clase "B" de acciones preferentes. Esto representó 79,92%, 0,01% y el 20,6% de nuestro stock agregado de capital en circulación, respectivamente. Esto refleja la división inversa de acciones de 500:1 que efectuará el 20 de agosto de 2007. Al 31 de diciembre de 2009, había 63.617 titulares registrados beneficioso y cuatro de ADS que representan acciones ordinarias y 34.901 tenedores registrados beneficiosa y tres de ADS que representan acciones preferentess. Las siguientes tablas muestran la información relativa a la titularidad de nuestras acciones comunes y preferentes al 31 de diciembre de 2009 y diciembre 31, 2008: Al 31 de diciembre 2009

Accionista

Una clase preferente Acciones

Acciones Comunes

(Número) Gobierno de Brasil.............................................. 470.656.241 BNDES Participações A. .................................... 190.757.950 FND .................................................................... 45.621.589 FGHAB .............................................................. 1.000.000 FGI ..................................................................... FGO .................................................................... Acciones propias ................................................ Otros ................................................................... 196.987.747 Despacho de CBLC.................................. 133.613.431 Residente ....................................... 59.348.280 No Residentes ................................ 67.630.140 Programa de ADR ......................... 6.635.011 Otros ........................................................ 63.374.316 Residente ....................................... 3.631.484 Programa de ADR ......................... 59.715.103 No Residentes ................................27729 Total 905023527

% 52.00 % 21.08 % 5.04 % 0.11 %

(Número)

21.77 % 14.76 % 6.56 % 7.47 % 0.73 % 7.00 % 0.40 % 6.60 % 0.00 %

Clase B recomendados Acciones

%

(Número) 712 18.691.102

146920 84741 84741

100,00% 57.68% 57.68%

62179 62152

42.32% 42.30%

27 146920

0.02%

Total

% 0.00 % 8.22 %

8.750.000 5.849.700 36.023 193.859.106 129.100.946 49.932.566 76.029.520 3.138.860 64.758.160 35.227.273 29.526.885 4002 227186643

(Número) 470.656.953 209.449.052 45.621.589 1.000.000 8.750.000 5.849.700 36.023 390.993.773 262.799.118 109.365.587 143.659.660 9.773.871 128.194.655 38.920.909 89.241.988 31.758 1132357090

3.84 % 2.57 % 0.02 % 85.33 % 56.83 % 21.98 % 33.47 % 1.38 % 28.50 % 15.51 % 13.00 % 0.00 %

% 41.56 % 18.50 % 4.03 % 0.09 % 0.77 % 0.52 % 0.00 % 34.53 % 23.21 % 9.66 % 12.69 % 0.86 % 11.32 % 3.44 % 7.88 % 0.00 %

Al 31 de diciembre 2008

Accionista

Una clase preferente Acciones

Acciones Comunes

(Número) Gobierno de Brasil ....................................................... 488.656.241 BNDES Participações A. ............................................. 133.757.950 Fundo Nacional de Desenvolvimento .......................... 45.621.589 Fundo Garantidor de Asociaciones Público40.000.000 Privadas .................................................................. Despacho de CBLC: Programa de recibos de depósito.................................. 69.298.867 Otras acciones despacho de CBLC .............................. 127.622.120 Otros ............................................................................ 66.760

(%) 53.99 14.78 5.04

Total ............................................................................. 905.023.527

(Número) -

Clase B acciones preferentes

(%) -

(Número) 35.191.714 -

(%) 15.49 -

Total 523.847.955 133.757.950 45.621.589

4.42

-

-

-

-

40.000.000

7.66 14.10 0.01

84.505 62.415

57.52 45.48

33.438.069 116.399.928 42.156.932

14.72 51.23 18.56

102.736.936 244.106.553 42.286.107

100,00

146.920

100,00

227.186.643

80

100,00

1.132.357.090

B. Operaciones con Partes Relacionadas Nosotros administramos los fondos de algunos, incluido el fondo RGR, la Cuenta CCC y de la Cuenta del CDE, en nombre del Gobierno brasileño, nuestro accionista mayoritario. A veces actuamos junto con otros brasileños empresas estatales o entidades gubernamentales. Estas actividades se encuentran principalmente en las áreas de cooperación técnica e investigación y desarrollo. En el año 2000 nuestro Consejo de Administración aprobó la ejecución de un Acuerdo de Cooperación Técnica y Financiera entre nosotros y el MME, para nosotros para llevar a cabo estudios de viabilidad en relación con la base hidrográficas brasileñas, con el fin de identificar posibles sitios para la futura construcción de centrales hidroeléctricas . El valor estimado de este contrato es de R$ 25 millones, a pagar a nosotros por el MME. Hemos entrado en un acuerdo de joint venture con Petrobras Energía SA, que también es en parte propiedad del gobierno de Brasil, para la construcción de una planta termoeléctrica en Manaus. También hemos firmado un acuerdo marco para establecer las bases y las condiciones para el desarrollo de contratos de comercialización de energía para ser ejecutados entre nosotros y Petrobrás en el futuro. Además, también hemos hecho una serie de préstamos a sus subsidiarias. Para más detalles, consulte la descripción en el "Punto 4. B, Información de la Compañía-Descripción del Negocio-préstamos y financiamiento de actividades, los préstamos hechos por nosotros ". También hay ciertos acuerdos contractuales en vigor entre Eletrobras Eletronuclear y Furnas Eletrobras para la compra y venta de energía producida por Eletrobras Eletronuclear, que son descritas con mayor detalle en el "artículo 4.B, información sobre las plantas Descripción Sociedad-nuclear". Creemos que nuestras transacciones con partes relacionadas se llevan a cabo en condiciones de mercado. C. Intereses de los expertos y consejeros No se aplica. TEMA 8.

INFORMACIÓN FINANCIERA

A. Estados Financieros Consolidados y otra Información Consulte "3.A del artículo, clave de datos de información financiera seleccionada" y "Punto 18 de los estados financieros". Litigio Al 31 de diciembre de 2009, que fueron parte en numerosos procedimientos judiciales civiles, administrativas, ambientales, laborales y de impuestos presentada en contra de nosotros. Estas afirmaciones implican grandes sumas de dinero y otros recursos. Varios conflictos individuales representan una parte significativa de la cantidad total de las reclamaciones en contra de nosotros. Hemos establecido disposiciones para todos los montos en disputa, que representan una pérdida probable en la vista de nuestros asesores legales y en relación con los conflictos que están cubiertos por las leyes, decretos administrativos, decretos o los fallos judiciales que han tenido resultados favorables. Al 31 de diciembre de 2009, provisto por un importe total agregado de aproximadamente R$ 4.066 millones con respecto a nuestros procesos judiciales, de los cuales R$ 188 millones relacionados con créditos fiscales, R$ 2.631 millones relacionados con las acciones civiles y $ 1.248 millones relacionados con reclamos laborales . Actas del medio ambiente Al 31 de diciembre de 2009, participaron en los procedimientos administrativos en relación con las infracciones de la legislación ambiental. Por lo general, estas actuaciones consisten en avisos de infracción de la imposición de multas por falta de cumplimiento de normas ambientales, daños a la fauna o la operación de plantas de energía sin las licencias ambientales. Los casos más significativos son los procedimientos relacionados con las plantas de generación Furnas de Itumbiara y Corumbá. Las sanciones aplicadas un total de aproximadamente R$ 20 millones, sin considerar multas diarias, ajustes monetarios y los términos del embargo. Furnas presentó una defensa difícil dichas sanciones ya partir de esa fecha, se espera de una decisión de las autoridades ambientales. No hemos establecido una disposición en relación con este asunto, porque no hacemos lo dispuesto para el procedimiento administrativo. Nosotros también estaban involucrados en demandas judiciales de carácter medioambiental al 31 de diciembre de 2009. Por lo general estos son retos a los procedimientos de licencia ambiental de nuestras instalaciones o las solicitudes de indemnización por daños y perjuicios derivados de la instalación u operación de las centrales hidroeléctricas. En 2001, diez municipios del Estado de Minas Gerais y una asociación local de comercio trajo una demanda colectiva con respecto a daños ambientales causados por la hidroeléctrica de Furnas planta de São José da Barra. El reclamo alega que el nivel del embalse está disminuyendo debido al uso excesivo e irregular de agua para la producción de energía. La demanda también alega que los bajos niveles de agua en el embalse son perjudiciales para el turismo en la zona y que, como resultado de la economía regional se ha visto afectada. La afirmación es de una compensación económica de cerca de R$ 1 mil millones, aunque la mayoría de los municipios involucrados originalmente han retirado ya de la reclamación. Los procedimientos actualmente en curso para determinar el tribunal en el que se escuchó el reclamo. No hemos hecho ninguna disposición con respecto a este litigio, ya que consideramos que el riesgo de una decisión desfavorable en estos juicios es remoto. En 2002 y 2003, dos asociaciones de la comunidad de Cabeço interpusieron un recurso independiente de la clase con respecto a daños ambientales causados por Eletrobras Chesf. La comunidad de Cabeço está situado en una isla del río en el estuario del Rio São Francisco. Ambos alegaron que las centrales hidroeléctricas alterado el flujo normal del río y dio lugar a una disminución de la actividad pesquera y la progresiva desaparición de la isla

81

del río. Tanto las acciones de clase se encuentran todavía en una fase preliminar y la compensación monetaria solicitada es de R$ 100 millones en cada caso. Debido a que el riesgo de pérdida se consideró sólo sea razonablemente posible, no se ha sido establecido. Procedimientos Laborales Al 31 de diciembre de 2009, fueron parte de una serie de juicios laborales interpuestos por nuestros empleados, ex empleados y empleados de algunos de nuestros proveedores de servicios en contra de nosotros. La mayoría de los procedimientos se refieren a compensación por horas extras y sus reflejos, la equiparación de sueldos, pagos de pensiones y pago de las cantidades rescisory. En relación con los sucesivos intentos por parte del Gobierno brasileño para frenar la en Brasil. Las altas tasas de 's la inflación, las empresas brasileñas en el pasado han sido obligados por ley a descartar en cada año parte de la inflación para ese año en el cálculo de los incrementos salariales para sus empleados. Como la mayoría de las empresas brasileñas, que han sido acusados en juicios ante los tribunales del trabajo de los sindicatos o los empleados que buscan una compensación por la pérdida de salarios resultante de la aplicación de anti-inflacionaria planes del gobierno brasileño, especialmente: (i) el plan aplicado en 1987 por el entonces Ministro de Hacienda, Luiz Carlos Bresser Pereira (el Plan Bresser), (ii) el plan implementado a principios de 1989 (el Plan de Verano), y (iii) el plan implementado en 1990 por el entonces presidente Fernando Collor de Melo (el Plan Collor). Algunas de las demandas colectivas presentadas contra nosotros con respecto a esos planes han sido definitivamente decidida por el Tribunal Supremo Federal en nuestro favor. Al 31 de diciembre de 2009, todavía hay demandas individuales en el proceso de juicio pendiente, que, sin embargo, no vemos como material. Al 31 de diciembre de 2009, había pocas contingencias laborales material, y la posibilidad de pérdida de los juicios es, para la mayoría de las demandas, considerada como posible por nuestros asesores legales. Los préstamos obligatorios De conformidad con la Ley N º 4156 de 28 de noviembre 1962 determinados usuarios finales de electricidad están obligados a hacer "préstamos obligatorios" a nosotros (a través de colecciones a través de distribuidores) con el fin de proveer fondos para el desarrollo del sector eléctrico. Los clientes industriales que consumen más de 2.000 kWh de electricidad por mes tenían que pagar una cantidad equivalente al 32,5% de cada factura de electricidad a nosotros en la forma de un préstamo obligatorio, que se reembolsables por nosotros dentro de 20 años de draw-down. Interés de los préstamos obligatorios se calculan en función IPCA - E más 6,0% anual. La Ley N ° 7.181 del 20 de diciembre de 1983, amplió el programa de préstamos obligatorios al 31 de diciembre de 1993 y previsto que estos préstamos pueden, sujeto a aprobación de los accionistas, será pagado por nosotros en forma de una emisión de participaciones preferentes al valor en libros, en lugar de dinero en efectivo. Hemos puesto a disposición de los clientes elegibles de la conversión primera y segunda de los créditos del préstamo obligatorio de aproximadamente 42,5 mil millones de clase "B" de acciones preferentes y en la tercera conversión de los créditos del préstamo obligatorio, de 27,2 mil millones de clase "B" de acciones preferentes. Además, nuestros accionistas aprobaron el 30 de abril de 2008, la emisión de nuevas acciones preferentes a los clientes cualificados a su valor contable en el pago de nuestros el resto de créditos obligatorios. Si las acciones adicionales emitidas en el futuro y el valor contable de dichas acciones es menor que su valor de mercado, el valor de las acciones de los accionistas existentes "pueden estar sujetos a la dilución. El 31 de diciembre de 2008, se registraron cerca de R$ 107 millones por deudas del préstamo obligatorio que todavía no se había convertido, lo que, en cualquier momento, por decisión de nuestros accionistas, podrá ser devuelto a los consumidores industriales, mediante la emisión de la clase "B" acciones preferentes, de acuerdo con el procedimiento descrito anteriormente. Al 31 de diciembre de 2009, los consumidores han presentado 4.163 demandas contra nosotros en duda la corrección monetaria, la inflación subestimada y los cálculos de interés relacionados con el reembolso de los préstamos obligatorios. De esas demandas, 377 se han decidido en contra de nosotros y se encuentran actualmente en la fase de ejecución. El importe global de estas demandas no incluyen un ajuste para la corrección monetaria y evaluaciones de expertos para estimar con precisión. Las demandas ya han decidido en contra de nosotros ascienden a aproximadamente R$ 988 millones. En el curso de los procedimientos de ejecución, se han visto obligados a prometer algunos de nuestros activos, que consiste principalmente en acciones preferentes en manos de nosotros, en otras empresas del sector eléctrico. Hemos aprovisionado R$ 1,3 mil millones para cubrir pérdidas derivadas de las decisiones desfavorables en estos juicios al 31 de diciembre de 2009. También estamos involucrados en aproximadamente 3.540 demandas relacionadas con el reembolso de los préstamos obligatorios, en la que los consumidores tratan de ejercer la opción de convertir sus créditos presentados por los bonos al portador. Estos bonos se llaman "obrigações da Eletrobras". Sin embargo, creemos que no tenemos ninguna responsabilidad al respecto de estos bonos porque tienen una fecha de vencimiento para la presentación y esta fecha ha pasado ahora. Procedimientos tributarios Eletrobras Furnas / COFINS - PASEP - FINSOCIAL En el año 2001, hemos recibido las notificaciones de infracción relacionados con COFINS FINSOCIAL, y los impuestos PASEP como consecuencia de la exclusión de la base de cálculo de algunos de concesión de préstamos y el transporte de la energía de Itaipú, en un período de diez años. El importe de los créditos fue de R$ 1.200 millones (ajustados a la inflación de una cifra inicial de R$ 792 millones). El 12 de junio de 2008, con la emisión de N º 8 precedentes por el Supremo Tribunal Federal, el plazo para impugnar el pago de estos impuestos se redujo de diez a cinco años y, en consecuencia, el importe de los créditos se redujo a R$ 227 millones . Hemos hecho una provisión de R$ 83,4 millones al 31 de diciembre de 2009, siguiendo las recomendaciones de nuestros asesores legales. No hemos provisionado los restantes R$ 145,2 millones, porque consideramos que las posibilidades de una decisión favorable que nos sea posible. Eletrobrás Eletronorte / ICMS Eletronorte es acusado en una serie de impuestos recursos contencioso-administrativos, principalmente por las autoridades fiscales del estado de Rondônia (Secretaría de Estado de Finanças de Rondônia) Como Eletronorte ha registrado créditos de ICMS para la compra de combustible para la operación de sus centrales térmicas. Las autoridades fiscales han solicitado una multa de 200% sobre el monto de los créditos fiscales registrados por

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Eletronorte. Eletronorte está cuestionando los procedimientos administrativos en los tribunales, sobre la base de opiniones de sus asesores jurídicos. Eletronorte entiende que actuó correctamente en el registro de estos créditos de ICMS. El monto total de la reclamación al 31 de diciembre de 2009, es de aproximadamente R$ 1,3 mil millones. Los procesos judiciales se encuentran en una etapa temprana y Eletronorte ha registrado una provisión de R$ 18 millones para este asunto. Procedimientos Civiles Arbitraje - EPE - Empresa Produtora de Energia Ltda.. El 26 de noviembre de 2007, la Empresa de Energia Ltda. Produtora. (o EPE) inició un procedimiento de arbitraje en contra de Furnas Eletrobras en la Câmara de Mediação e Arbitragem de São Paulo – (de Mediación y Arbitraje de São Paulo), como consecuencia de la cancelación por Eletrobras Furnas de un acuerdo de compra de energía, debido a la incapacidad de la EPE para entregar el volumen de electricidad contratada. No es posible determinar con precisión la cuantía de la reclamación, ya que dependerá de la evaluación de un experto designado por un tribunal de arbitraje. La decisión final aún está pendiente. No hemos hecho ninguna disposición con respecto a esta cantidad porque consideramos que el riesgo de una decisión favorable a ser posible. Expropiación de Tierras Nuestras subsidiarias son normalmente involucrados en una serie de procedimientos legales relacionados con la expropiación de las tierras utilizadas para la construcción de centrales hidroeléctricas, especialmente en las regiones norte y noreste. La mayoría de los procedimientos están relacionados con la indemnización pagada a las poblaciones afectadas por la construcción de los embalses y los daños económicos o ambientales infligidos a las poblaciones afectadas y las ciudades vecinas. Los litigios relacionados con la participación de la expropiación de nuestras subsidiarias se describen a continuación. En el norte de Brasil, Eletrobrás Eletronorte está involucrado en varios procesos relacionados con la expropiación de tierras para la construcción de las centrales hidroeléctricas de Balbina, en el estado de Amazonas, y Tucuruí, en el estado de Pará. Las 28 demandas relacionadas con la expropiación Balbina implican el valor a pagar por las tierras expropiadas y la legalidad de la propiedad de los terrenos afectados reclamado por supuestos terratenientes. El importe total, que está totalmente provisionada, es de aproximadamente R$ 510 millones. Recientemente, sin embargo, el Ministério Público Federal encontró evidencia nueva de que las tierras pertenecían a la Federal República, No para el Estado de Amazonas, Que es el principal argumento es hecho por el demandante en este procedimiento. El Gobierno del Brasil se ha unido a Eletronorte en los procesos que involucran la planta hidroeléctrica de Balbina. De las 232 demandas originales relacionados con la expropiación de Tucuruí, sólo cuatro siguen activos al 31 de diciembre de 2009. Eletronorte ha sido galardonado con los otros 228 juicios, y espera el mismo resultado en el procedimiento sigue en curso. No hemos establecido ninguna disposición en relación con las demandas restantes.

83

Mendes Jr. Al 31 de diciembre de 2009, Eletrobras Chesf estuvo involucrado en litigios significativos con Mendes Jr., un contratista de construcción brasileña. Chesf y Mendes Jr. llegó a un acuerdo en 1981 que prevé las obras de construcción seguro que será realizado por Mendes Jr. El acuerdo, según enmendada, aún más previsto que, en caso de retrasos en los pagos debidos por Chesf a Mendes Jr.. Mendes Jr. tendría derecho a intereses de demora a razón del 1,0% al mes, más reajustes para tener en cuenta la inflación. Durante la ejecución de los trabajos, los pagos por Chesf se retrasaron y Chesf posteriormente canceló los intereses de demora al tipo del 1,0%, más reajustes, en tales retrasos en los pagos. Mendes Jr. alegó que como había sido requerido para financiarse en el mercado con el fin de no interrumpir los trabajos de construcción, que tenía derecho a ser reembolsados en relación con esos fondos a tasas de interés de mercado, que eran mucho más altos que los intereses de demora contractual tipo de cambio. El juez de primera instancia desestimó las pretensiones de Mendes Jr. y Mendes Jr. apeló ante la Corte de Apelación del Estado de Pernambuco (o el Tribunal de Apelación). El Tribunal de Apelación reinstalado reclamaciones y, finalmente, declaró Chesf a reembolsar a Mendes Jr. costes de financiación en relación con el retraso en los pagos a tasas de mercado, además de los honorarios legales del 20,0% de la cuantía de la controversia, con el total la indexación a precios de mercado hasta la fecha de pago efectivo. Apelación Chesf de la orden del Tribunal de Apelación ante el Tribunal Federal Superior (o STJ) fue despedido por razones de jurisdicción. Mendes Jr. presentó entonces una segunda demanda en un tribunal del estado de Pernambuco a fin de Chesf a pagar por las pérdidas reales incurridos por Mendes Jr., y para determinar el monto a pagar. En el procedimiento de ejecución, el tribunal de primera instancia falló a favor de Mendes Jr., pero el Tribunal de Apelación falló a favor de Chesf, anulando la sentencia de primera instancia en el procedimiento de ejecución. Mendes Jr. apeló este fallo de la Corte de Apelación de Tribunal Superior de Justicia y el Tribunal Supremo Federal, que fueron rechazados. Al mismo tiempo, el Gobierno brasileño también pidió al STJ para que el Gobierno de participar en el proceso como asistente de Chesf. En diciembre de 1997, el STJ decidió que: (i) el segundo proceso debería reiniciarse desde la fase de tribunal de primera instancia, (ii) el Gobierno de Brasil deben participar en el proceso como asistente de Chesf, y (iii) el segundo proceso debe ser oído antes de los Tribunales Federales en lugar de los Tribunales del Estado a la que se presentó originalmente. El segundo proceso se reinició en los tribunales federales para determinar el monto final a pagar por Chesf a Mendes Jr. Un experto fue llamado a determinar la cuantía de la reclamación, y que su hallazgo desafió por Chesf. Como consecuencia, el tribunal decidió rechazar la opinión del experto, pero fija los criterios que deben aplicarse para determinar la cantidad adeudada. Mendes Jr. ha hecho un llamamiento, solicitando que la corte requiere Chesf a pagar el monto determinado por el experto. Chesf y el Gobierno de Brasil también han apelado, pidiendo que la demanda debería ser concluido, ya que no hay evidencia de Mendes Jr. obtuvo préstamos a la conclusión de la construcción. El 25 de febrero de 2010, el Tribunal Regional Federal de la 5 ª Región lugar los recursos interpuestos por Chesf y el gobierno brasileño y descartó que la demanda carecía de fundamento. La cantidad inicial se declaró por los demandantes fue de aproximadamente R$ 7 millones (sin considerar la inflación). Al 31 de diciembre de 2009, no teníamos las disposiciones relativas a esta materia.

Planta Xingó "factor K" Litigios Al 31 de diciembre de 2009, Chesf también estuvo involucrado en un litigio con el consorcio responsable de la construcción de la planta de Xingó (o el Consorcio de Xingó). En relación con la construcción de la planta de Xingó, Chesf y el Consorcio de Xingó llegado a un acuerdo de construcción que fue modificada en 1988 para disponer que el ajuste por inflación adicional (conocido como el "factor K") se sumará a ciertos pagos de la corrección monetaria para ser hecha por Eletrobras Chesf al consorcio Xingó bajo el acuerdo. Esta modificación dio lugar a pagos por Chesf al Consorcio Xingó que fueron superiores a los pagos que la solicitud original de la propuesta (RFP o) para este proyecto se indica que se pagará al adjudicatario. En 1994, Chesf unilateralmente dejó de aplicarse el factor K para los pagos al Consorcio Xingó (y en consecuencia reducir sus pagos al Consorcio Xingó a la cantidad que Chesf habría tenido que pagar si el factor K no se había aplicado a los pagos de este tipo) y presentó una demanda contra el Consorcio Xingó solicitar el reembolso de los montos adicionales pagados de acuerdo con el ajuste del factor K, afirmando que el uso de un sistema de indexación más favorable para el Consorcio de Xingó que el originalmente previsto por el PP era ilegal según las normas de licitación pública . El Consorcio Xingó también presentó una demanda contra la Chesf exigir el pago íntegro de los importes adeudados aplicando el factor K. Chesf demanda fue rechazada y la demanda Xingó Consorcio se decidió favorablemente a la demandante, ordenando Chesf a pagar los importes correspondientes a la aplicación del factor K. Chesf y el gobierno brasileño, que actúa como asistente en la demanda, han hecho un llamamiento a la STJ y la decisión está pendiente. Chesf ha provisionado $ 387,9 millones dólares en relación con este proceso al 31 de diciembre de 2009, como se considera el riesgo de una probable decisión desfavorable. Chesf-Fazenda Aldeia Litigios Demanda por daños y perjuicios a ser pagados por el 14.400 hectáreas de tierra en la Hacienda Aldeia presentada en Sento Sé Distrito por los administradores de los bienes del Aderson Moura de Souza y su esposa (Demanda 0085/1993). La sentencia de primera instancia consideró la solicitud de Chesf infundada y condenado a pagar 50 millones de reales, lo que corresponde a la cantidad principal más los intereses y corrección monetaria. Al 31 de diciembre de 2008, Chesf presentó un recurso ante el Tribunal de Justicia del Estado de Bahía. ITAMON Al 31 de diciembre de 2009, Itaipú participó en tres pleitos con ITAMON - Construções Industriais Ltda, una asociación creada por un consorcio de empresas de construcción.. Itaipú y ITAMON llegado a un acuerdo en 1980 que prevé las obras a realizar por ITAMON en relación con la planta hidroeléctrica de Itaipú. ITAMON trajo tres demandas alegando incumplimiento de contrato por Itaipú, que supuestamente han causado una carga económica excesiva para ITAMON. ITAMON está solicitando: (i) Itaipú a cargo de los gastos de un aumento en el impuesto sobre la renta causado en ese período, lo que afectó negativamente a la cantidad a percibir por ITAMON en el contrato, (ii) los ajustes en el precio del contrato a reflejar la inflación para el período que

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Itaipú fue en la demora de los pagos, y (iii) el pago de ciertas cantidades, además del precio del contrato como consecuencia de la realización de servicios extraordinarios fuera del alcance del contrato. El importe estimado de las reclamaciones es de R$ 60 millones, R$ 60 millones y R$ 128 millones, respectivamente. Itaipú ha previsionado totalmente las cantidades en relación con los tres procedimientos al 31 de diciembre de 2009, por considerar que el riesgo de una probable decisión desfavorable. Para más información sobre nuestros procedimientos legales, véase la nota 21 de nuestros estados financieros consolidados al y por el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, comenzando en la página F-1. Política sobre la distribución de dividendos Ley de las Sociedades y nuestros estatutos sociales establecen que debemos pagar a nuestros accionistas una distribución obligatoria equivalente al menos al 25,0% de nuestros ingresos netos ajustados para el año fiscal anterior. Además, nuestros estatutos nos obligan a dar: (i) clase "A" de acciones preferentes en una prioridad en la distribución de dividendos, en un 8% cada año durante los capitales vinculados a dichas acciones, y (ii) la clase "B" acciones preferentes que fueron emitidas a partir del 23 de junio 1969 en una prioridad en la distribución de dividendos, un 6% cada año durante los capitales vinculados a dichas acciones. Además, las acciones preferentes deben recibir un dividendo del 10% sobre el dividendo pagado a las acciones ordinarias.

La siguiente tabla muestra nuestra dividendos para los períodos indicados:

Año 2009 Acciones Comunes .......................................................................................................................... 0.41 Clase A, Acciones Preferentess ....................................................................................................... 2.17 Clase B acciones preferentes ........................................................................................................... 1.63 (1) (2)

2008

2007 (1) (2)

1.48 2.17 1.63

0.40 2.02 1.51

Interés sobre el capital propio. Ajustado por el porcentaje división de acciones inversa.

Al 31 de diciembre de 2009, nuestro balance llevado a utilidades acumuladas de $19.487 millones de dólares. B. Cambios significativos Ninguno. TEMA 9. LA OFERTA Y EL REGISTRO A. Oferta y Detalles del enlace Oferta y Detalles de la web - Acciones Comunes Nuestras acciones ordinarias comenzaron a negociarse en las bolsas de valores de Brasil el 7 de septiembre de 1971. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones comunes en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario para los períodos anuales indicados.

Reales nominal por acción ordinaria Alto

2005 (*) .................................................................................................... 2006 (*) .................................................................................................... 2007 (*) .................................................................................................... 2008 (*) .................................................................................................... 2009 (*) .................................................................................................... 2010 (*) .................................................................................................... (*)

22.35 29.94 29.08 31.25 38.75 42.00

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

14.45 19.15 21.00 19.64 24.07 21.00

(Millones de acciones) 0.672 0.980 1.180 1.338 1.102 1.141

Los precios y el volumen de operaciones ajustado para reflejar el split inverso del 20 de agosto de 2007.

Fuente: São Paulo Bolsa de Valores. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones comunes en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario de los períodos trimestrales se indica.

85

Reales nominal por acción ordinaria Alto

Del primer trimestre de 2007 (*) ............................................................. Segundo trimestre de 2007 (*) .................................................................. Tercer Trimestre de 2007.......................................................................... Cuarto Trimestre de 2007 ......................................................................... Primer Trimestre de 2008 ......................................................................... Segundo Trimestre de 2008 ...................................................................... Tercer trimestre de 2008 ........................................................................... Cuarto Trimestre de 2008 ......................................................................... Primer trimestre de 2009 .......................................................................... Segundo trimestre de 2009 ....................................................................... Tercer Trimestre de 2009.......................................................................... Cuarto Trimestre de 2009 ......................................................................... Primer trimestre de 2010 .......................................................................... Segundo trimestre de 2010 ....................................................................... Tercer trimestre de 2010 ...........................................................................

25.84 29.08 29.00 27.50 27.80 30.95 31.25 29.50 28.06 29.69 30.80 38.75 42.00 26.57 23.25

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

21.00 22.15 21.95 22.58 20.64 23.95 22.36 19.64 24.07 25.25 26.64 24.75 23.25 21.86 21.00

(Millones de acciones) 1.146 1.344 1.173 1.038 1.169 1.355 1.477 1.340 0.949 1.211 0.985 1.273 1.610 1.136 0.810

Reales nominal por acción ordinaria Alto

Cuarto trimestre de 2010 ................................................................................................................. 26.05 Primer Trimestre 2011 ..................................................................................................................... 24.68 (*)

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

21.08 22.13

(Millones de acciones) 1.033 1.229

Los precios y el volumen de operaciones ajustado para reflejar el split inverso del 20 de agosto de 2007.

Fuente : São Paulo Bolsa. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones comunes en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario para los períodos indicados:

Reales nominal por acción ordinaria Alto

12 2010 ..................................................................................................... 01 2011 ..................................................................................................... 02 2011 ..................................................................................................... 03 2011 ..................................................................................................... 04 2011 ..................................................................................................... 05 2011 ..................................................................................................... Junio de 2011 (el 27 de junio de 2011) .....................................................

23.75 23.87 23.50 24.68 25.40 22.85 22.31

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

21.76 22.13 22.40 23.14 22.90 22.15 20.34

(Millones de acciones) 0.762 1.281 1.292 1.119 1.310 0.970 1.210

Fuente: São Paulo Bolsa de Valores. En el Estados Unidos, Nuestras acciones comerciales comunes en la forma de ADSs. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestros ADSs representativos de acciones comunes en el NYSE y el volumen aproximado prmedio de negociación diario para los períodos indicados:

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EE.UU.$ Por ADS (acciones ordinarias) Alto

12 2010 ........................................................................................................ 01 2011 ........................................................................................................ 02 2011 ........................................................................................................ 03 2011 ........................................................................................................ 04 2011 ........................................................................................................ 05 2011 ........................................................................................................ Junio de 2011 (el 27 de junio de 2011) ........................................................

14.31 14.40 14.28 15.51 16.24 14.47 14.46

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

13.11 13.19 13.63 14.24 14.82 13.98 12.80

(Millones de acciones) 0.474 0.840 0.681 0.855 0.894 0.971 1.840

Fuente:Nueva York Bolsa de Valores. Oferta y Detalles de la web - Acciones Preferentess La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones preferentess Clase B en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario para los períodos anuales indicados.

Reales nominal por acción preferente Alto

2005 (*) ................................................................................................... 2006 (*) ................................................................................................... 2007 (*) ................................................................................................... 2008 (*) ................................................................................................... 2009 (*) ................................................................................................... 2010 (*) ................................................................................................... (*)

21.50 28.29 28.95 27.60 33.90 35.19

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

13.50 19.25 20.60 18.61 22.30 24.67

(Millones de acciones) 1.476 1.200 1.266 1.338 1.000 0.790

Los precios y el volumen de operaciones ajustado para reflejar el split inverso del 20 de agosto de 2007.

Fuente : São Paulo Bolsa.

La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones preferentess Clase B en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario de los períodos trimestrales se indica.

Reales nominal por acción preferente Alto

Del primer trimestre de 2007 (*) ............................................................ Segundo trimestre de 2007 (*) ................................................................. Tercer Trimestre de 2007......................................................................... Cuarto Trimestre de 2007 ........................................................................ Primer Trimestre de 2008 ........................................................................ Segundo Trimestre de 2008 ..................................................................... Tercer trimestre de 2008 .......................................................................... Cuarto Trimestre de 2008 ........................................................................ Primer trimestre de 2009 ......................................................................... Segundo trimestre de 2009 ...................................................................... Tercer Trimestre de 2009......................................................................... Cuarto Trimestre de 2009 ........................................................................ Primer trimestre de 2010 ......................................................................... Segundo trimestre de 2010 ...................................................................... Tercer trimestre de 2010 .......................................................................... Cuarto trimestre de 2010 ......................................................................... Primer Trimestre 2011 .............................................................................

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24.29 28.95 28.80 27.00 27.45 27.50 27.60 27.60 26.26 28.80 27.00 33.90 35.19 32.56 27.71 30.72 30.62

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

20.60 22.25 21.18 22.35 21.20 23.95 19.47 18.61 22.75 24.29 24.06 22.30 28.30 25.91 24.67 24.70 26.73

(Millones de acciones) 1.144 1.350 1.299 1.271 1.272 1.300 1.366 1.412 0.938 1.088 0.878 1.102 0.978 0.751 0.714 0.723 0.943

(*)

Los precios y el volumen de operaciones ajustado para reflejar el split inverso del 20 de agosto de 2007.

Fuente : São Paulo Bolsa. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestras acciones preferentess Clase B en la BM & FBOVESPA y el volumen aproximado promedio de negociación diario para los períodos indicados:

Reales nominal por acción preferente Alto

12 2010 .................................................................................................... 01 2011 .................................................................................................... 02 2011 .................................................................................................... 03 2011 .................................................................................................... 04 2011 .................................................................................................... 05 2011 .................................................................................................... De junio (el 27 de junio de 2011) ............................................................

28.00 28.74 30.26 30.62 31.46 28.91 28.62

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

26.00 26.73 26.84 29.24 28.61 27.96 25.97

(Millones de acciones) 0.486 0.857 1.274 0.711 0.610 0.611 0.688

Fuente: São Paulo Bolsa. En el Estados Unidos, Nuestro comercio de la Clase B de acciones preferentes en forma de ADSs. La siguiente tabla muestra los precios de cierre informado de alta y baja venta de nuestros ADSs que representan las acciones Clase B que desee en la Bolsa de Nueva York y el volumen aproximado promedio de negociación diario para los períodos indicados:

EE.UU.$ Por ADS (acciones Clase B preferido)

12 2010 .............................................................................................. 01 2011 .............................................................................................. 02 2011 .............................................................................................. 03 2011 .............................................................................................. 04 2011 .............................................................................................. 05 2011 .............................................................................................. Junio de 2011 (el 27 de junio de 2011) ..............................................

Alto

Bajo

Promedio Diario Volumen de comercio

17.75 17.32 18.08 19.34 19.95 18.29 18.54

15.63 16.20 16.35 17.81 18.71 17.56 16.44

(Acciones) 0.183 1.301 0.295 0.222 0.169 0.203 0.515

Fuente: Nueva York Bolsa. Tenemos un número insignificante de la clase A de acciones preferentes, sin efecto significativo en el volumen negociado en la BM & FBOVESPA. El 20 de agosto de 2007, se efectuó una división inversa de acciones de 500:1. Como resultado, al 31 de diciembre de 2009, nuestro capital social estaba compuesto por un total de 1.132, 357.090 acciones, de las cuales 905.023.527 son acciones ordinarias, 146.920 son de clase "A" y 227.186.643 acciones preferentess son de clase "B" de acciones preferentes. No hay restricciones a la propiedad de nuestras acciones preferentess o las acciones ordinarias por personas físicas o jurídicas domiciliadas fuera Brasil. El derecho de convertir los pagos de dividendos y ganancias de la venta de acciones en moneda extranjera y remitir tales cantidades fuera de Brasil está sujeto a las restricciones bajo las regulaciones de inversión extranjera que generalmente requieren, entre otras cosas, que las inversiones en cuestión hayan sido registradas por el Banco Central. Banco Itaú SA, como custodio de nuestro común y de clase "B" acciones preferentes representadas por las ADS, se ha registrado en el Banco Central en nombre del Depositario de la común y la clase "B" de acciones preferentes que llevará a cabo. Esto permite a los titulares de ADSs de convertir los dividendos, distribuciones o el producto de la venta de tales comunes y clase "B" de acciones preferentes, según el caso puede ser, en dólares de los EE.UU. y en dólares de EE.UU. en el extranjero tales competencias. Sin embargo, los tenedores de ADS podría verse afectado por los retrasos, o la negativa a conceder la homologación, el gobierno requiere para la conversión de los pagos en moneda brasileña y de las remesas al exterior de las ordinarias y preferentess "B" de acciones subyacentes a nuestras ADSs. En Brasil, Hay una serie de mecanismos a disposición de los inversionistas extranjeros interesados en operar directamente en las bolsas de valores de Brasil o el organizado más de mostrador de mercados.

88

Bajo las regulaciones emitidas por la Resolución N º 2.689 emitida por el Consejo Monetario Nacional, los inversores extranjeros que buscan negociar directamente en una bolsa de valores de Brasil o en un mercado organizado en el mostrador del mercado, debe cumplir los siguientes requisitos: •

las inversiones deben estar registrados en un sistema de custodia, compensación o depositario autorizado por CVM o el Banco Central;

•

operaciones de valores se limitan a las operaciones realizadas en las bolsas de valores u organizado más de mostrador de mercados autorizados por la CVM;

•

se debe establecer un representante en Brasil;

•

deben completar un formulario anexo a la Resolución N º 2.689, y

•

que deben registrarse en la CVM y registrar el flujo de fondos en el Banco Central.

Si se cumplen estos requisitos, los inversionistas extranjeros tendrán derecho a comerciar directamente en las bolsas de valores de Brasil o el organizado más de mostrador de mercados. Estas normas abarcan un tratamiento fiscal favorable para todos los inversores extranjeros que inviertan de conformidad con estas reglas. Ver "Punto 10.E, Impuestos". Estas normas contienen ciertas restricciones sobre la transferencia en alta mar del título de los valores, excepto en el caso de reorganizaciones societarias efectuadas en el extranjero por un inversionista extranjero. Un certificado de registro de capital extranjero ha sido emitido a nombre del depositario con respecto a las ADS y se mantiene por el Banco Itaú SA, como custodio de nuestro común y de clase "B" acciones preferentes representadas por los ADSs, en nombre del Depositario . De conformidad con dicho certificado de registro de capital extranjero, se espera que Depositario será capaz de convertir los dividendos y otras distribuciones con respecto a la común y la clase "B" acciones preferentes representadas por ADSs en moneda extranjera y remitir los fondos fuera de Brasil. En el caso de que el titular de los intercambios de ADS como de común o de clase "B" de acciones preferentes, que dicho titular tendrá derecho a seguir confiando en el certificado de depósito de registro de capital extranjero durante cinco días hábiles después de dicho canje, tras lo cual dicho tenedor debe tratar de obtener su propio certificado de registro de capital extranjero con el Banco Central. A partir de entonces, cualquier titular de común o de clase "B" de acciones preferentes pueden no ser capaces de convertir en moneda extranjera y remitir fuera Brasil el producto de la disposición de, o distribuciones con respecto a, por ejemplo común y de clase "B" de acciones preferentes, a menos que dicho titular reúne los requisitos conforme a la Resolución N º 2.689 u obtenga su propio certificado de registro de capital extranjero. El titular que obtiene un certificado de registro de capital extranjero estarán sujetas a un trato fiscal menos favorable de Brasil que un tenedor de ADSs. Ver "Punto 10.E, Material Impuestos-Consideraciones Fiscales de Brasil". Según la legislación brasileña actual, el gobierno brasileño puede imponer restricciones temporales a las remesas de capital extranjero en el extranjero en caso de un grave desequilibrio o un desequilibrio grave de los pagos del Brasil. Desde hace aproximadamente seis meses de 1989 y principios de 1990, el gobierno brasileño congeló todos los dividendos y la repatriación de capital en poder del Banco Central, que fueron debidas a los inversores de capital extranjero con el fin de conservar las reservas de divisas extranjeras de Brasil. Estas cantidades fueron puestos en libertad de acuerdo con las directrices del Gobierno brasileño. No puede haber ninguna garantía de que el gobierno brasileño no impondrá restricciones similares a las repatriaciones extranjeras en el futuro. B. Plan de Distribución No se aplica. C. Mercados Nuestras acciones ordinarias se negocian bajo el símbolo "ELET3" y clase "B" de acciones preferentes se negocian bajo el símbolo "ELET6" en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de São Paulo (La Bolsa de São Paulo, o BM & FBOVESPA). La Bolsa de comercio de Rio de Janeiro, único brasileño de la deuda federal, estatal y municipal, público o lleva a cabo subastas de privatización. Acciones y bonos se negocian exclusivamente en la BM & FBOVESPA. Al 31 de diciembre de 2009, había aproximadamente 22.109 titulares de registro. Nuestra ADR cotizan en la Bolsa de Nueva York. 31 de diciembre de 2009, había 63.617 titulares registrados beneficioso y cuatro de ADS que representan acciones ordinarias, 34 901 tenedores registrados beneficioso y tres de ADS que representan acciones preferentess. Negociación, liquidación y Liquidación Reglamento del Mercado de Valores de Brasil Los mercados de valores brasileños son regulados por el Comisión de Valores Mobiliarios (el "CVM"), la cual fue concedida la autoridad reguladora sobre las bolsas y los mercados de valores por la Ley N º 6385 del Brasil, promulgada el 7 de diciembre de 1976 ("Ley de Valores de Brasil") y el brasileño la Ley N º 6404, promulgada el 15 de diciembre , 1976 ("Ley de las SA"), y también por Conselho Monetario Nacional (el "CMN") y el Banco Central que posee, entre otras facultades, las licencias de la autoridad sobre las firmas de corretaje y regula la inversión extranjera y transacciones en moneda extranjera. Los mercados de valores de Brasil se rigen por la Ley de Valores de Brasil y la Ley de Sociedades de Brasil, así como las regulaciones emitidas por la CVM, el Banco Central y el CMN. Estas leyes y reglamentos establecen, entre otras cosas, los requisitos de información aplicables a los emisores de valores negociados, las restricciones sobre la información privilegiada y la manipulación de precios y la protección de los accionistas minoritarios. El 3 de enero de 2002, la CVM emitió la Instrucción N º 358 que modifica las normas aplicables a la divulgación de hechos relevantes, que entró en vigor el 18 de abril de 2002. La CVM ha publicado también una serie de instrucciones con respecto a los requisitos de divulgación, es decir, N º 361 y N ° 400 Instrucciones para la regulación de las ofertas públicas de Instrucción N º 380 para la regulación de la oferta de internet y la Instrucción N º 381 para la regulación de los auditores independientes. Instrucción N º 480 para la regulación del registro de los emisores de valores admitidos a negociación en mercados regulados, en Brasil, y la Instrucción N º 481 para la regulación de la información y la solicitud pública de representación

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para la asamblea de accionistas. Instrucción N º 480 también pide que las empresas que cotizan en bolsa ponen de manifiesto una forma de referencia (Formulario de Referência), Que mantiene un archivo permanentemente actualizado con información relevante sobre el emisor, y notas complementarias oferta se añade que en cada nueva oferta pública. Creemos que estamos en la actualidad, de acuerdo con todas las normas de gobierno corporativo de Brasil. En virtud de la Ley de Sociedades de Brasil, una empresa ya sea pública, Companhia Aberta o privado, Companhia fechada. Todas las empresas públicas están registrados en la CVM y están sujetas a la presentación de informes y los requisitos reglamentarios. Una compañía registrada en la CVM puede tener sus títulos negociados, ya sea en los mercados de cambio brasileño de valores, incluyendo la BM & FBOVESPA, o en el Brasil en el mercado extrabursátil. Las acciones de una empresa pública puede ser objeto de comercio privado, sujeto a ciertas limitaciones. Para ser incluido en la BM & FBOVESPA, la empresa debe solicitar el registro con la BM & FBOVESPA y la CVM y está sujeta a los requisitos reglamentarios y los requisitos de divulgación. La negociación de valores en la BM & FBOVESPA podrá suspenderse a petición de una empresa a la espera del anuncio de material. El comercio también puede ser suspendido por iniciativa de la BM & FBOVESPA o la CVM sobre la base de o debido a, entre otras razones, la creencia de que una empresa ha proporcionado información insuficiente respecto a un evento importante o ha proporcionado respuestas inadecuadas a las preguntas de la CVM o la BM & FBOVESPA . Las operaciones en la BM & FBOVESPA En 2000, el comercio de las actividades de las acciones de Brasil se reorganizaron a través de la ejecución de memorandos de entendimiento por las bolsas de valores regionales de Brasil. En virtud de los memorandos, todas las acciones brasileñas que cotizan en bolsa exclusivamente en la Bolsa de São Paulo - BOVESPA (Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA). BOVESPA solía ser una entidad sin fines de lucro propiedad de sus firmas miembro de corretaje. En 2008, el BOVESPA se convirtió en una empresa brasileña de capital abierto y renombrado BM & FBOVESPA, como resultado de una fusión entre el BOVESPA brasileño y la Bolsa de Mercaderías & Futuros (Bolsa de Mercadorias e Futuros - BM &F). BM & FBOVESPA es actualmente la institución brasileña más importante para las transacciones del mercado de valores intermedios y es la única de valores básicos, y la bolsa de futuros en el país. Negociación en ese intercambio se lleva a cabo por miembros de las firmas de corretaje. La CVM y la BM & FBOVESPA tienen autoridad discrecional para suspender la negociación de las acciones de un emisor en particular, en determinadas circunstancias, sobre la base de, o debido a indicios de que una empresa podría haber proporcionado información incorrecta sobre un hecho material o respuestas inadecuado para las investigaciones realizadas por la CVM o la BM & FBOVESPA. La negociación de valores cotizados en la BM & FBOVESPA, incluyendo el Novo Mercado y los niveles 1 y 2 segmentos diferenciados de Prácticas de Gobierno Corporativo, puede llevarse a cabo fuera de las bolsas en los no organizados sobre el mostrador del mercado en determinadas circunstancias. Aunque el mercado de valores brasileño es el más grande de América Latina en términos de capitalización, es más pequeña y menos líquidos que los principales EE.UU. y mercados de valores europeos. Por otra parte, la BM & FBOVESPA es significativamente menos líquido que la Bolsa de Nueva York, u otras bolsas más importantes del mundo. A pesar de todas las acciones en circulación de una sociedad cotizada pueden ser negociados en la BM & FBOVESPA, menos de la mitad de las acciones cotizadas están realmente disponibles para el comercio por el público, el resto está en manos de pequeños grupos de personas que controlan, por entidades gubernamentales o por un principal accionista. La volatilidad relativa y la falta de liquidez de los mercados de valores de Brasil puede limitar sustancialmente su capacidad de vender las acciones preferentes en el momento y el precio que desee y, como resultado, podrían afectar negativamente al precio de mercado de estos títulos. Con el fin de reducir la volatilidad, la BM & FBOVESPA ha adoptado un "corto circuito" del sistema en virtud del cual las sesiones de negociación puede ser suspendido por un período de 30 minutos, una hora o más tiempo cada vez que los índices específicos de la BM & FBOVESPA caen por debajo de los límites del 10% , el 15% y 20% respectivamente, en relación con los niveles de índice de la sesión anterior. Cuando los accionistas de comercio de acciones en la BM & FBOVESPA, el comercio se estableció en tres días hábiles después de la fecha de la operación. La entrega y el pago de las acciones se realizan a través de las instalaciones de la cámara de compensación independiente de la BM & FBOVESPA, la CBLC (Companhia Brasileira de Liquidação e Custodia ), que se ocupa de la solución multilateral de los compromisos financieros y operaciones con valores. De acuerdo con la normativa aplicable, la liquidación financiera se lleva a cabo a través de un sistema de banco central y las transacciones sobre la compra y venta de acciones se liquidan a través del sistema de custodia de CBLC. Todas las entregas contra pago final son irrevocables. Negociación en las bolsas de valores de Brasil por no residentes de Brasil está sujeto a los procedimientos de registro. Prácticas de Gobierno Corporativo En 2000, la BM & FBOVESPA introdujo tres segmentos lista especial, conocida como los niveles 1 y 2 de Prácticas Diferenciadas de Gobierno Corporativo y Novo Mercado- Nuevo Mercado, encaminadas a fomentar un mercado secundario de valores emitidos por empresas brasileñas que figuran en la BM & FBOVESPA, al incitar a estas empresas de seguir las buenas prácticas de gobierno corporativo. Los segmentos de inclusión fueron diseñados para la negociación de las acciones emitidas por empresas que voluntariamente se comprometieron a respetar las prácticas de gobierno corporativo y los requisitos de divulgación, además de las ya impuestas por la legislación brasileña. Estas reglas generalmente aumentan los derechos de los accionistas y mejorar la calidad de la información proporcionada a los accionistas. Recientemente, la BM & FBOVESPA ha revisado los niveles 1 y 2 de Prácticas Diferenciadas de Gobierno Corporativo y Novo Mercado reglas en dos ocasiones. La primera ronda de enmiendas a la

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Nuevo Mercado reglas entraron en vigor el 6 de febrero de 2006, y la primera ronda de enmiendas a los niveles 1 y 2 de Prácticas Diferenciadas de Gobierno Corporativo se hizo efectiva el 10 de febrero de 2006. La segunda ronda y más reciente de las enmiendas a la Nuevo Mercado normas y los niveles 1 y 2 de Prácticas Diferenciadas de Gobierno Corporativo se hizo efectiva el 10 de mayo de 2011. A partir de la fecha de vigencia, con el fin de convertirse en un Nivel 1 (Nivel 1) de la empresa, además de las obligaciones impuestas por la ley aplicable, el emisor debe estar de acuerdo: (i) asegurar que las acciones que representen al menos el 25% de su capital total están efectivamente disponibles para el comercio, (ii) adoptar los procedimientos que ofrece favor de la propiedad generalizada de acciones cuando se hace una oferta pública, (iii) cumplir con estándares mínimos de divulgación trimestral, (iv) seguir políticas más estrictas de confidencialidad con respecto a las transacciones realizadas por sus accionistas mayoritarios, los miembros de su consejo de administración y sus funcionarios los valores emitidos por el emisor, (v) presentar los acuerdos de los accionistas existentes y los planes de opciones sobre acciones de la BM &FBOVESPA; (vi) hacer un calendario de eventos corporativos a disposición de sus accionistas, (vii) elaborar y divulgar una política de negociación de valores aplicables a la empresa, sus accionistas mayoritarios, miembros del consejo y de gestión, así como los miembros de otros órganos estatutarios de la empresa con funciones técnicas y de consultoría; (viii) elaborar y divulgar un código de conducta que se establecen valores y principios que servirán de directrices para la actividades de la empresa y su relación con la gestión, personal, proveedores de servicios y otras entidades e individuos afectados por la empresa, y (ix) prohibir la celebración de dos posiciones de Presidente y Director General (o funcionario ejecutivo principal) de la empresa. Para convertirse en un Nivel 2 de la empresa, además de las obligaciones impuestas por la ley aplicable, el emisor debe estar de acuerdo, entre otras cosas, a: (i) cumplir con todos los requisitos de cotización de sociedades del Nivel 1, (ii) otorgar para todos sus accionistas en relación con una transferencia del control de la empresa, ofreciendo el mismo precio pagado por acción para el control de las acciones de bloque común, (iii) otorgan derecho a voto a los tenedores de acciones preferentes en relación con ciertas reestructuraciones corporativas y transacciones con partes relacionadas , tales como: (a) cualquier cambio de la empresa en otra entidad corporativa, (b) cualquier fusión, consolidación o escisión de la empresa, (c) la aprobación de cualquier transacción entre la empresa y su accionista de control, incluyendo partes relacionadas para el accionista de control, (d) la aprobación de cualquier valoración de los activos que se entregarán a la compañía en el pago de las acciones emitidas en una ampliación de capital, (e) la designación de un experto para determinar el valor razonable de las acciones de la compañía en relación con cualquier cancelación del registro y la OPA de exclusión de licitación de nivel 2, y (f) cualquier cambio en dichos derechos de voto, el cual prevalecerá, siempre y cuando el acuerdo de adhesión al Nivel 2 del segmento con la BM & FBOVESPA es, en efecto, (iv) tiene una junta directiva compuesto por al menos cinco miembros, de los cuales un mínimo de 20% de los directores deben ser independientes, con una duración limitada a dos años, (v) preparar los estados financieros anuales en Inglés, incluyendo estados de flujos de efectivo, de acuerdo con las normas internacionales estándares, tales como EE.UU. GAAP o IFRS, (vi) efectuar una oferta pública de adquisición por la primera accionista de control de la compañía (el precio mínimo de las acciones que se ofrecerán será determinado por un proceso de evaluación), si se elige dejará de cotizar en el Nivel 2 de segmento (vii) atenerse exclusivamente a las reglas de la Cámara de Arbitraje de la BM & FBOVESPA para la resolución de los conflictos entre la empresa y sus inversionistas, (viii) hacer que el Consejo de Administración a elaborar y divulgar un dictamen anterior y se justifica en relación con cualquier y todas las ofertas públicas para la adquisición de acciones emitidas por el análisis de la empresa, entre otros aspectos, los impactos de la oferta de la empresa y los intereses de los accionistas, así como en la liquidez de las acciones emitidas por la empresa, y que contiene una recomendación final y justificada la aceptación o el rechazo de la oferta por los accionistas, y (ix) de no incluir en la década de los estatutos sociales disposiciones que (a) limitar el número de votos de un accionista o de un grupo de accionistas a porcentajes inferiores al 5% (cinco por ciento) de las acciones con voto, salvo en los casos de desnacionalización o de los límites impuestos por las leyes y reglamentos aplicables a la empresa, y, salvo disposición en contrario por la ley o los reglamentos (b) se requiere un quórum calificado para los asuntos que se ser presentado a la reunión de la junta general de accionistas, o (c) restringir el ejercicio de un voto favorable de los accionistas o los accionistas de la carga que votar a favor de la supresión o modificación de los estatutos disposiciones. Para aparecer en la Novo Mercado segmento de la BM & FBOVESPA, el emisor debe cumplir con todos los requisitos descritos anteriormente en el Nivel 1 y Nivel 2, además de emitir único punto en común (derecho a voto).

El 26 de septiembre de 2006 hemos llegado a un acuerdo con la BM & FBOVESPA a la lista de acciones preferentess en el Nivel 1 segmento, en vigor en la fecha inmediatamente después de la fecha de publicación del anuncio en Brasil de la lista, de conformidad con lo que nos pusimos de acuerdo para cumplir , y siguen siendo compatibles con todos los requisitos de una lista de nivel 1. La inversión en acciones preferentess por los no residentes de Brasil Los inversores residentes fuera Brasil, incluidos los inversores institucionales, están autorizados a comprar los instrumentos de capital, incluyendo acciones preferentess, en la bolsa de valores de Brasil previsto que cumplan con los requisitos de registro establecidos en la Resolución N º 2.689 del CMN y la Instrucción CVM n º 325, del 27 de enero de 2000, según enmendada. Con ciertas excepciones limitadas, en virtud de la Resolución N º 2689 los inversores se les permite llevar a cabo cualquier tipo de transacción en los mercados de capitales brasileños financieras relacionadas con un valor negociado en acciones, futuros u organizado más de venta libre mercado. Las inversiones y las remesas fuera Brasil de ganancias, dividendos, utilidades u otros pagos en acciones preferentess se realizan a través del mercado cambiario. Con el fin de convertirse en una Resolución N º 2.689 de los inversores, los inversores que residen fuera Brasil debe: •

designar al menos un representante en Brasil que será responsable de cumplir con los requisitos de registro y procedimientos de comunicación y con el Banco Central y la CVM. Si el representante es un individuo o una empresa no financiera, el inversor también debe designar a una institución debidamente autorizada por el Banco Central que serán responsables solidariamente de las obligaciones del representante;

•

completar el formulário correspondiente de registro de extranjeros de los inversores;

•

a través de su representante, se registra como un inversor extranjero en la CVM y registrar la inversión en el Banco Central;

•

nombrar un representante en Brasil a efectos fiscales;

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•

obtener un número de identificación del contribuyente del impuesto federal de Brasil, las autoridades de la Receita Federal (la de Impuestos Internos de Brasil), y

•

valores y otros activos financieros en poder de inversionistas extranjeros de conformidad con la Resolución N º 2689 debe ser registrados o mantenidos en cuentas de depósito o bajo la custodia de una entidad debidamente autorizada por el Banco Central o por la CVM. Además, la negociación de valores por inversores extranjeros se circunscriben a las operaciones con valores admitidos a cotización en las bolsas de valores de Brasil o negociados en más organizado de venta libre los mercados autorizados por la CVM.

Las diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno corporativo y la Bolsa de Nueva York estándares de gobierno corporativo Estamos sujetos a las normas de la NYSE corporativa lista de gobierno. Como un emisor privado extranjero, las normas aplicables para nosotros son considerablemente diferentes a las normas aplicadas a EE.UU. que cotizan en Bolsa. Bajo las reglas NYSE, que debe cumplir con las reglas de gobierno corporativo: (i) que deberán cumplir los requisitos de la Regla 10A-3 de la Ley de Valores, incluyendo el tener un comité de auditoría o la junta de auditoría, de conformidad con una exención aplicable a disposición de los extranjeros los emisores privados, que cumpla con ciertos requisitos, como veremos a continuación, (ii) que debe proporcionar la Bolsa de Nueva York con afirmaciones escritas anuales y provisionales como se estipula en las reglas de gobierno corporativo Bolsa de Nueva York, (iii) que debe proporcionar la certificación del sistema por nuestro director general de cualquier material en cumplimiento de las reglas de gobierno corporativo, y (iv) que debe proporcionar una breve descripción de las diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno corporativo y el gobierno corporativo de la NYSE prácticas requeridas para ser seguido por empresas de EE.UU. en la lista. La discusión de las diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno corporativo y las que se exigen EE.UU. las sociedades cotizadas que sigue a continuación. Mayoría de directores independientes Las reglas de la NYSE requieren que una mayoría de la junta debe consistir de directores independientes. Independencia se define por diversos criterios, como la ausencia de una relación material entre el director y la sociedad cotizada. Aunque la legislación brasileña no tiene un requisito similar, Nuevo Mercado y normas de nivel 2 requiere que las compañías en tener una junta directiva compuesta por al menos cinco miembros, de los cuales un mínimo de 20% de los directores deben ser independientes de acuerdo a los diferentes criterios definidos en el reglamento (como la ausencia de una relación material entre un director y de la sociedad cotizada o el accionista mayoritario). El Nivel 1 segmento de la BM & FBOVESPA en el que se enumeran sólo requiere que la junta se compone de un mínimo de tres miembros y no requiere la participación de consejeros independientes y, por tanto, bajo la ley brasileña y las reglas del Nivel 1, ni nuestra Junta de Administración, ni nuestra gestión es necesaria para poner a prueba la independencia de los directores antes de su elección a la junta. Sin embargo, tanto la Ley de las Sociedades y la CVM han establecido reglas que exigen que los directores cumplan con ciertos requisitos de calificación y que se ocupan de la compensación y los deberes y responsabilidades de los, así como las restricciones aplicables a, los ejecutivos de la empresa y los directores. Mientras que nuestros directores reúnan los requisitos de la Ley de las Sociedades y la CVM, así como el nivel 1 del segmento BM & FBOVESPA, no creemos que la mayoría de nuestros directores se consideran independientes en la prueba de la NYSE para la independencia del director. Ley de las Sociedades y nuestros estatutos establecen que sus directores sean elegidos por los accionistas en la asamblea general de accionistas. Sesiones del Ejecutivo Normas de la NYSE requieren que los directores no administrativos deben reunirse regularmente en sesiones ejecutivas sin la presencia de la gerencia. Ley de las SA no tiene una disposición similar. De acuerdo com la Ley de Sociedades por Acciones, hasta un tercio de los miembros de la Junta Directiva pueden ser elegidos para la gestión. El resto de directores no administrativos no están expresamente facultados para servir como un control de gestión, y no hay ningún requisito de que los directores se reúnen con regularidad, sin gestión. Como resultado, los directores no administrativos en nuestra junta no suelen reunirse en sesión ejecutiva. Nombramientos / Comité de Gobierno Corporativo Normas de la NYSE requieren que las compañías en un comité de designaciones / gobierno corporativo compuesto enteramente por directores independientes y se rige por una carta escrita frente a propósito que el comité y detallando sus responsabilidades necesarias, que incluyen, entre otras cosas, la identificación y selección calificados nominados miembro de la junta y desarrollar un conjunto de principios de gobierno corporativo aplicable a la empresa. La legislación brasileña no tiene un requisito similar. Retribuciones Normas de la NYSE requieren que las compañías en un comité de compensaciones compuesto enteramente por directores independientes y se rige por un estatuto escrito abordar el propósito que el comité y detallando sus responsabilidades necesarias, que incluyen, entre otras cosas, la revisión de los objetivos corporativos relacionados con la compensación del CEO, en evaluar el desempeño del director ejecutivo, la aprobación de los niveles del director general de compensación y recomendar a la junta de compensación no el jefe ejecutivo, los planes de compensación de incentivos y la equidad basada. No estamos obligados por la legislación brasileña aplicable a un comité de compensación. Según la Ley de Sociedades por Acciones, la cantidad total disponible para la indemnización de los directores y funcionarios ejecutivos y para los pagos de reparto de utilidades a nuestros ejecutivos se establece por nuestros accionistas en la junta general anual. El Consejo de Administración es el responsable de la determinación de la retribución individual y participación en los beneficios de cada ejecutivo, así como la compensación de nuestro consejo y los miembros del comité. Al hacer tales determinaciones, la Junta examina el desempeño de los funcionarios ejecutivos, incluido el funcionamiento de nuestro director general, que normalmente se excusa de las discusiones con respecto a su desempeño y la compensación. Comité de Auditoría Normas de la NYSE requieren que las compañías en tener un comité de auditoría de que: (i) se compone de un mínimo de tres directores independientes, todos los conocimientos financieros, (ii) cumple con las normas de la SEC en relación con los comités de auditoría de las sociedades cotizadas, (iii) tiene por lo menos un miembro que tenga experiencia en la gestión contable o financiera, y (iv) se rige por un reglamento escrito que

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abordar el propósito que el comité y detallando sus responsabilidades del caso. Sin embargo, como un emisor privado extranjero, sólo tenemos que cumplir con el requisito de que el comité de auditoría cumplen las normas de la SEC en relación con los comités de auditoría de las sociedades cotizadas. Ley de Sociedades por Acciones requiere que las compañías tienen un Consejo Fiscal no permanente compuesto de tres a cinco miembros que son electos en la asamblea general de accionistas. Los accionistas la aprobación de planes de compensación Normas de la NYSE requieren que los accionistas tengan la oportunidad de votar en todos los planes de equidad de remuneración y las revisiones de los mismos materiales, con excepciones limitadas. Según la Ley de Sociedades por Acciones, los accionistas deberán aprobar todos los planes de opciones sobre acciones. Además, cualquier emisión de nuevas acciones que supera nuestro capital social autorizado está sujeto a la aprobación de los accionistas. Normas de la NYSE requieren que las compañías en adoptar y divulgar las directrices de gobierno corporativo. Aunque la legislación brasileña vigente no tiene un requisito similar, se han adoptado normas de gobierno corporativo que se establecen en el Código de Prácticas de Gobierno Corporativo de Eletrobras ("Código das Práticas de governança Corporativa da Eletrobras"). Además, también hemos adoptado y observar una política de divulgación, lo que requiere la divulgación pública de toda la información pertinente de conformidad con las directrices establecidas por la CVM, así como una política de uso de información privilegiada, que, entre otras cosas, establece “black-out” apagar las luzes y los períodos requiere de información privilegiada para informar a la dirección de todas las transacciones de nuestros valores. Código de Conducta y Ética Empresarial Normas de la NYSE requieren que las compañías en adoptar y divulgar un código de conducta y ética empresarial de los consejeros, funcionarios y empleados, y rápidamente revelar cualquier exención del código de directores o ejecutivos. La ley brasileña de aplicación no tiene un requisito similar, pero en 2010 se ha introducido el Código de Ética de las empresas Eletrobras ("Código de Ética Único das Empresas Eletrobras") que establece los principios éticos que deben ser observados por todos los miembros de la junta de directores, ejecutivos, empleados, personal subcontratado, los proveedores de servicios, pasantes y jóvenes aprendices. Función de Auditoría Interna Normas de la NYSE requieren que las compañías en mantener una función de auditoría interna para proporcionar una gestión y el comité de auditoría con la evaluación continua de los procesos de la empresa de gestión de riesgos y el sistema de control interno. La legislación brasileña no tiene un requisito similar. D. accionistas vendedores No se aplica. E. Dilución No se aplica. F. Gastos de emisión No se aplica. TEMA 10.

INFORMACIÓN ADICIONAL

A. Capital Social No se aplica. B. Escritura de Constitución y Estatutos Objeto Social Nuestros estatutos establecen que nuestro objeto social son los siguientes: (1)

para construir y operar plantas de energía y líneas de transmisión para generar y distribuir energía eléctrica y para realizar transacciones de negocios relacionados, tales como el comercio de energía eléctrica;

(2)

a cooperar con el gobierno para establecer la política energética nacional;

(3)

para dar apoyo financiero a las filiales;

(4)

para promover y apoyar la investigación de interés para el sector energético, relacionados con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como estudios sobre la utilización de los embalses para diversos fines;

(5)

para contribuir a la formación del personal técnico requerido por el sector energético brasileño de electricidad a través de cursos especializados, también podrá conceder la ayuda a las entidades educativas en Brasil o en el extranjero, y

(6)

a colaborar técnica y administrativamente con nuestras filiales y el gobierno.

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Nuestro Consejo de Administración no tiene el poder de votar sobre la indemnización a sí mismos o para efectuar préstamos. Sólo los accionistas podrán aprobar la materia. No hay límites de edad establecidos para la jubilación de los miembros de nuestro Consejo de Administración. Descripción del capital social General Somos una empresa de capital mixto, autorizado por y constituido de acuerdo con la ley brasileña N º 3890-A del 25 de abril de 1961. Estamos registrados ante las autoridades fiscales brasileñas con CNPJ no. 00.001.180/0001-26. Nuestro capital social está dividido en tres tipos de acciones: acciones ordinarias, de clase "A" de acciones preferentes (que se publicaron antes de 23 de junio 1969) y clase "B" de acciones preferentes (que se han publicado desde 23 de junio 1969). En septiembre de 2006, firmamos un convenio con la BM & FBOVESPA a la lista de nuestras acciones en el nivel de un segmento de la BM & FBOVESPA gobierno corporativo, la efectividad de la que se inició el 29 de septiembre de 2006. La negociación de nuestras acciones en el nivel 1 se inició el 29 de septiembre de 2006. La historia de nuestro capital social En 2009, nuestro capital social mantiene la misma cantidad en 2008 de R$ 26.157 millones. Acciones en Tesorería No tenemos acciones propias y no tenemos un programa para la recompra de nuestras acciones. Los derechos inherentes a nuestras acciones Acciones Comunes Cada una de nuestras acciones da derecho a un voto en todos los asuntos sometidos a votación de los accionistas en una asamblea anual o especial "en general. Además, en nuestra liquidación, los tenedores de nuestras acciones tienen derecho a compartir todos nuestros activos restantes después del pago de todas nuestras obligaciones, en forma proporcional de acuerdo con su respectiva participación en el total de las acciones ordinarias emitidas y en circulación. Tenedores de acciones ordinarias tienen derecho a participar en todos los futuros aumentos de capital por nosotros. Acciones Preferentess Nuestras acciones preferentes tienen diferentes atributos de nuestras acciones comunes como los tenedores de acciones preferentess no tienen derecho a voto en la asamblea anual de accionistas o especial "en general, pero tiene preferencia el derecho de reembolso de capital, distribución de dividendos y la prioridad en materia de insolvencia. Nuestras acciones preferentess no se pueden convertir en acciones comunes. Clase "A" de acciones preferentes y acciones liberadas en relación con dichas acciones, tienen derecho a un dividendo de 8% anual, de forma prioritaria a la distribución de otros dividendos, que se divide en partes iguales entre ellos. Clase "B" de acciones preferentes y acciones liberadas en relación con dichas acciones, tienen derecho a una dividida de 6% anual, de forma prioritaria a la distribución de otros dividendos, que se divide en partes iguales entre ellos. Un dividendo a pagar no se puede pagar en los próximos años. La Clase "A" de acciones preferentes y la clase "B" de acciones preferentes de la misma preferencia en una liquidación. Además, las acciones preferentess tienen derecho a percibir un dividendo mínimo del diez por ciento por encima del dividendo pagado por cada acción común. Transferencia de Nuestras Acciones Nuestras acciones no están sujetas a ninguna restricción de transferencia de acciones. Cada vez que una transferencia de propiedad de las acciones se produce, la entidad financiera con la que dichas acciones se depositan podrán cobrar a los accionistas la transferencia de los costos de los servicios en relación con la transferencia de Brasil mismo, sujeto a las tarifas máximas establecidas por la CVM. Derecho de suscripción preferente No hay derechos de suscripción preferente se aplican sobre la emisión o transferencia de acciones. Redención No podemos redimir nuestras acciones. Registro Nuestras acciones se llevan a cabo en forma de anotaciones en cuenta con JP Morgan Chase Bank NA, que actuará como el agente custodio de nuestras acciones. La transferencia de nuestras acciones se llevarán a cabo por medio de anotaciones en cuenta por el JP Morgan Chase Bank NA en su sistema contable, cargando la cuenta de acciones del vendedor y del crédito a la cuenta de ahorros del comprador, a una orden escrita del cedente o judicial de un autorización o para afectar a dichas transferencias.

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Notificación de los intereses en nuestras acciones Cualquier accionista que adquiere el 5% o más del capital social de cualquier clase está obligado a notificar a la CVM a través de nosotros de este hecho a principios del mes siguiente. Como un accionista debe presentar nuevas notificaciones de nuevas acciones de nuestro capital social que adquieren. Estamos obligados a notificar a la CVM dentro de los 10 días siguientes al comienzo del mes. Reuniones Junta General de Accionistas Ley de Sociedades por no permitir a los accionistas para aprobar los asuntos con el consentimiento por escrito obtenida como respuesta a un procedimiento de solicitud de consentimiento. Todos los asuntos sujetos a la aprobación de los accionistas deberá ser aprobada en una reunión convocada debidamente general. Hay dos tipos de juntas de accionistas: ordinarias y extraordinarias. Las reuniones ordinarias se realizan una vez al año dentro de los 120 días de nuestro cierre del año fiscal, y reuniones extraordinarias se pueden llamar cuando sea necesario. Las juntas de accionistas son llamados por nuestro Consejo de Administración. Aviso de estas reuniones es enviado a los accionistas y, además, los avisos se colocan en un periódico de circulación general en nuestro lugar principal del negocio y en nuestra página web al menos 15 días antes de la reunión. Las juntas de accionistas tendrá lugar en nuestra sede en Brasilia. Los accionistas podrán hacerse representar en la asamblea de accionistas por los abogados en el hecho que son los siguientes: (i) los accionistas de la empresa, (ii) un abogado brasileño, (iii) un miembro de nuestra gestión, o (iv) una institución financiera. En las reuniones debidamente convocadas, los accionistas son capaces de tomar cualquier acción en relación con nuestro negocio. Las siguientes acciones sólo pueden ser adoptadas por nuestros accionistas en la junta general: •

aprobar nuestras cuentas anuales;

•

elegir y destituir a los miembros de nuestro consejo de administración y nuestro consejo fiscal;

•

que se modifica nuestros estatutos;

•

la aprobación de nuestra fusión, consolidación o escisión;

•

la aprobación de nuestra disolución o liquidación, así como la elección y cese de los liquidadores y la aprobación de sus cuentas;

•

la concesión de adjudicaciones de acciones y la aprobación de división de acciones o divisiones acciones en circulación;

•

opción sobre acciones para la aprobación de nuestra gerencia y empleados, y

•

aprueba el pago de dividendos.

Consejo de Administración, Dirección Ejecutiva y el Consejo Fiscal Nuestros estatutos establecen un Consejo de Administración, compuesto por un máximo de diez miembros, un Directorio Ejecutivo, de la pertenencia ilimitada, y un Consejo Fiscal permanente, integrada por cinco miembros. Calificaciones Todos los miembros de nuestro Consejo de Administración, Dirección Ejecutiva y el Consejo Fiscal deben ser ciudadanos brasileños. Nuestros estatutos establecen que los accionistas de la empresa sólo pueden ser nombrados para el Consejo de Administración, no es necesario compartir la propiedad para el ejercicio de nuestro Directorio Ejecutivo o del Consejo Fiscal. Nuestros estatutos establecen también que el que ciertas personas no pueden ser designados para la gestión de la empresa, incluyendo a aquellos que: están descalificados por la CVM, se han declarado en quiebra o han sido condenados por ciertos delitos como el soborno y delitos contra la economía . Las actas de los accionistas o directores de reuniones que nombra a un miembro del Consejo de Administración o la Junta de Jefes Ejecutivos, respectivamente, debe detallar las cualidades de esa persona y especificar el período de su mandato. Cita Los miembros de nuestro Consejo de Administración son elegidos en la junta general de accionistas por un período renovable de tres años. Sin embargo, el 28 de abril de 2005, nuestros accionistas aprobaron una enmienda a los estatutos sociales de conformidad con lo que la duración del mandato de cada miembro de nuestro Consejo de Administración se reducirá de tres a un año. De acuerdo con la Ley N º 3890 - A del 25 de abril de 1961, esta enmienda está sujeta a aprobación en la forma de un decreto presidencial, que está pendiente en la fecha de este informe anual. A medida que nuestro accionista mayoritario, el gobierno brasileño tiene el derecho de designar a ocho miembros de nuestro Consejo de Administración, de los cuales siete son nombrados por el MME y uno por el Ministerio de Planificación, Presupuesto y Gestión. Los accionistas comunes otros tienen derecho a elegir un miembro, y los tenedores de acciones preferentess sin derecho a voto que representen al menos el diez por ciento de nuestro capital total tienen derecho a elegir un miembro. Uno de los miembros del Consejo de Administración es nombrado presidente de la empresa. Los miembros de nuestra Junta de Directores Ejecutivos son designados por nuestro Consejo de Administración por un plazo indefinido. El gobierno brasileño tiene el derecho de nombrar a tres de los miembros de nuestro Consejo Fiscal, y tanto a los accionistas minoritarios y los tenedores de acciones preferentess tienen derecho a designar un miembro cada uno.

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Reuniones Nuestro Consejo de Administración se reúne ordinariamente una vez al mes y cuando es llamado por la mayoría de los directores o el Presidente. Entre otras funciones, nuestro Consejo de Administración es responsable de: (i) el establecimiento de nuestras normas de negocios, (ii) la determinación de la organización corporativa de nuestras filiales o de cualquier participación en el capital por nosotros en otras personas jurídicas, (iii) la determinación de nuestros préstamos y la política de financiación y (iv) la aprobación de cualquier garantía a favor de cualquiera de nuestras filiales en el acuerdo financiero. Directores no pueden participar en discusiones o votar en relación con asuntos en los que esta interesado. Nuestra Junta de Directores Ejecutivos se reúne ordinariamente cada semana, o cuando es llamado por la mayoría de los oficiales o por el Presidente. Nuestra Junta de Directores Ejecutivos determina nuestra política de negocios en general, es responsable de todo lo relacionado con nuestro día a día la gestión y operaciones, y es el máximo órgano de control con respecto a la ejecución de la normativa establecida. Los miembros de nuestro Directorio Ejecutivo no puede participar en discusiones o votar en relación con asuntos en los que estan interesados. El Consejo Fiscal se reúne una vez al mes. Obligaciones de información Nuestra obligación de divulgación se determina por el Manual de Uso e Divulgação de Informaciones Relevantes e Política de Negociação de Valores Mobiliarios de Emissão da Eletrobras - Guía para la divulgación y uso de información relevante y la política para la negociación de valores emitidos por Eletrobras, una copia de la cual está disponible en nuestro sitio web. Información que se encuentra en este sitio web no se incorpora por referencia en este informe anual. C. Contratos Nuestras operaciones de Itaipú se hacen conforme a un tratado celebrado el 26 de abril de 1973 entre el Gobierno de Brasil y el gobierno de Paraguay. Una traducción de este tratado se incluye como anexo a este informe anual. Las condiciones esenciales de este tratado se describen en la Sección 5 ". Análisis Operativo y Financiero y Perspectivas ". D. Controles de cambio El derecho de convertir los pagos de dividendos o intereses y ganancias de la venta de acciones en moneda extranjera y remitir tales cantidades fuera de Brasil está sujeta a restricciones en virtud de la legislación sobre inversiones extranjeras, que por lo general se requiere, entre otras cosas, que las inversiones en cuestión hayan sido registradas por el Banco Central y la CVM. Estas restricciones en el envío de remesas de capital extranjero en el extranjero puede dificultar o impedir el custodio de nuestras acciones preferentes representadas por ADSs o los tenedores de acciones preferentes de conversión de los dividendos, distribuciones o el producto de la venta de estas acciones preferentes en dólares de los EE.UU. y remitir los dólares de EE.UU. en el extranjero. Los titulares de nuestras ADS podrían verse afectados por los retrasos en, o la negativa a conceder la homologación, el gobierno requiere para convertir los pagos en moneda brasileña de las acciones preferentess subyacentes a nuestras ADS y remitir los fondos en el extranjero. La Resolución N º 1.927 del Consejo Monetario Nacional prevé la expedición de certificados de depósito en los mercados extranjeros en relación con las acciones de emisores brasileños. Se reafirma y modifica el anexo V de la Resolución N º 1.289 del Consejo Monetario Nacional, conocido como el Reglamento Anexo V. El programa de ADS fue aprobado en virtud del Reglamento Anexo V por el Banco Central y la CVM antes de la emisión de los ADSs. En consecuencia, el producto de la venta de ADS por parte de los tenedores de ADR fuera de Brasil están libres de los controles de la inversión extranjera de Brasil, y los titulares de las ADS tienen derecho a un trato fiscal favorable. Ver "Punto 10.E, Material ImpuestosConsideraciones Fiscales de Brasil". Virtud de la Resolución N º 2.689 del CMN, los inversores extranjeros registrados en la CVM puede comprar y vender valores brasileños, incluyendo nuestras acciones preferenciales, en las bolsas de valores de Brasil, sin la obtención de certificados de registro por separado para cada transacción. El registro está disponible a ciertos inversores extranjeros, que incluyen principalmente las instituciones financieras extranjeras, las compañías de seguros, fondos de pensiones y de inversión, las instituciones extranjeras de beneficencia y otras instituciones que cumplen con cierto capital mínimo y otras condiciones. Resolución N º 2.689 también se extiende un tratamiento fiscal favorable a los inversionistas registrados. Ver "Punto 10.E, Material Impuestos-Consideraciones Fiscales de Brasil". De conformidad con la Resolución N º 2.689 inversores extranjeros deben: (i) designar al menos un representante en Brasil con la capacidad de realizar acciones con respecto a la inversión extranjera, (ii) completar el correspondiente formulario de registro de extranjeros de los inversores, (iii) obtener el registro como inversor extranjero en la CVM, y (iv) registrar la inversión extranjera en el Banco Central. Los valores y otros activos financieros en manos de un inversionista extranjero de conformidad con la Resolución N º 2689 debe ser registrados o mantenidos en cuentas de depósito o bajo la custodia de una entidad debidamente autorizada por el Banco Central o por la CVM o estar inscrito en el registro, compensación y los sistemas de custodia autorizadas por el Banco Central o por la CVM. Además, la negociación de valores se limita a las transacciones realizadas en las bolsas de valores o en los de venta libre los mercados autorizados por la CVM. Capital social Las cantidades invertidas en nuestras acciones por un tenedor no brasileño que califica bajo la Resolución N º 2689 y obtenga el registro en la CVM, o por el depositario lo que representa un titular de ADS, son elegibles para el registro en el Banco Central. Este registro - la cantidad objeto de registro se conoce como capital social - permite el envío fuera del país de moneda extranjera, convertidos al tipo de mercado comercial, adquiridos con el producto de distribuciones, y realizado a través de cantidades, las disposiciones de nuestras acciones. El capital registrado por acción adquirida en la forma de ADS, o adquiridos en Brasil y depositado en poder del depositario, a cambio de una ADS, será igual a su precio de compra

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(expresados en dólares de EE.UU.). El capital registrado por acción retirados por la cancelación de una ADS será el equivalente en dólares de EE.UU. de: (i) el precio medio de una acción en la bolsa de valores brasileña en la que la mayoría de las acciones se negocian en el día de la retirada o, (ii) si no hay acciones se negocian en ese día, el precio promedio en la bolsa de valores brasileña en la que la mayoría de acciones cambiaron de manos en las sesiones de comercio de quince inmediatamente anteriores a dicha retirada. El equivalente en dólares de EE.UU. será determinado sobre la base de las tasas promedio del mercado comercial citado por el Banco Central en estas fechas. Un tenedor no brasileño de acciones pueden experimentar retrasos en efectuar el registro del Banco Central, lo que puede retrasar las remesas al exterior. Este retraso puede afectar negativamente a la cantidad en dólares de EE.UU., recibido por el tenedor no brasileño. Un certificado de registro ha sido emitido a nombre del depositario con respecto a las ADS y es mantenido por el custodio en nombre del depositario. De conformidad con el certificado de registro, el custodio y el depositario son capaces de convertir los dividendos y otras distribuciones con respecto a las acciones representadas por ADSs en moneda extranjera y remitir el producto fuera Brasil. En el caso de que el titular de los intercambios de ADSs tales ADS de las acciones, dicho titular tendrá derecho a seguir confiando en el certificado del depósito de inscripción para los cinco días hábiles después de dicho canje, tras lo cual dicho titular debe tratar de obtener su propio certificado de registro con el Banco Central. A partir de entonces, cualquier titular de acciones no puede ser capaz de convertir en moneda extranjera y remitir fuera de Brasil el producto de la disposición, o distribuciones con respecto a, dichas acciones, a menos que el titular es un inversionista debidamente capacitados, por Resolución Nº 2.689 u obtenga su propio certificado de registro. El titular que obtiene un certificado de registro será objeto de un trato fiscal menos favorable de Brasil que un tenedor de ADSs. Ver "Punto 10.E, Material Impuestos-Consideraciones Fiscales de Brasil". Si el titular no cumple los requisitos conforme a la Resolución N º 2.689 mediante el registro en la CVM y el Banco Central y el nombramiento de un representante en Brasil, El titular será objeto de un trato fiscal menos favorable de Brasil que un tenedor de ADSs. Independientemente de la calificación conforme a la Resolución N º 2689, los residentes en paraísos fiscales están sujetos a un trato fiscal menos favorable que otros inversionistas extranjeros. Ver "Punto 10.E, Material Impuestos-Consideraciones Fiscales de Brasil". Según la legislación brasileña actual, el gobierno brasileño puede imponer restricciones temporales a las remesas de capital extranjero en el extranjero en caso de un grave desequilibrio o un desequilibrio grave del previsto Brasil. Equilibrio de los pagos. Desde hace aproximadamente seis meses de 1989 y principios de 1990, el gobierno brasileño congeló todos los dividendos y la repatriación de capital en poder del Banco Central, que fueron debidas a los inversores de capital extranjero, con el fin de conservar las reservas de divisas extranjeras de Brasil. Estas cantidades fueron puestos en libertad de acuerdo con las directrices del Gobierno brasileño. No puede haber ninguna garantía de que el gobierno brasileño no impondrá restricciones similares a las repatriaciones extranjeras en el futuro. Consulte la sección "Artículo 3.D, Factores de Riesgo-Riesgos relacionados con Brasil". E. Impuestos La siguiente discusión se refiere a la materia de Brasil y Estados Unidos consecuencias federal de impuestos de la adquisición, tenencia y disposición de nuestras acciones o ADSs. Esta discusión no es una discusión exhaustiva de todas las consideraciones fiscales que pueden ser relevantes para una decisión de compra de nuestras acciones o ADSs y no es aplicable a todas las categorías de inversores, algunos de los cuales pueden estar sujetos a reglas especiales, y no aborda específicamente todos los brasileños y los estadonuidense consideraciones del impuesto federal sobre la renta aplicable a cualquier tenedor particular. Se basa en las leyes fiscales de Brasil y el Estados Unidos en vigor a la fecha de este informe anual, que están sujetas a cambios, posiblemente con efecto retroactivo, y las diferentes interpretaciones. Cada posible comprador se le insta a consultar a su asesor fiscal sobre el particular, Brasil y Estados Unidos consecuencias federal de impuestos para una inversión en nuestras acciones o ADSs. Esta discusión también se basa en las declaraciones del depositario y en el supuesto de que cada obligación en el contrato de depósito entre nosotros, JP Morgan Chase Bank, NA, como depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de nuestros ADSs, y cualquier otro documento , se llevará a cabo de conformidad con sus términos. A pesar de que en la actualidad ningún tratado impuesto sobre la renta entre Brasil y el Estados Unidos, Las autoridades fiscales de los dos países han mantenido conversaciones que pueden culminar en un tratado. No podemos asegurar, sin embargo, en cuanto a si o cuando un tratado entrará en vigor, o cómo afectará a los tenedores de nuestras acciones o ADSs. Consideraciones sobre el material tributaria brasileño La discusión que sigue es un resumen de las consideraciones fiscales materiales brasileño con relación a la adquisición, tenencia y enajenación de nuestras acciones o ADS por un tenedor que no esté domiciliado en Brasil a los efectos de la tributación brasileña y que ha registrado la inversión en dichos valores con el Banco Central como una inversión en dólares de EE.UU. (en cada caso, un accionista no residente). La discusión se basa en la legislación brasileña actualmente en vigor, que está sujeta a cambios, posiblemente con efecto retroactivo, y las diferentes interpretaciones. Cualquier cambio en la ley que puede alterar las consecuencias descritas a continuación. Las consecuencias fiscales se describen a continuación no tienen en cuenta los efectos de los tratados de impuestos o la reciprocidad de trato fiscal suscritos por Brasil y otros países. El debate tampoco se refiere a las consecuencias fiscales bajo las leyes de impuestos de cualquier estado o municipio de Brasil. Introducción De conformidad con la ley brasileña, los inversionistas extranjeros pueden invertir en las acciones conforme a la Resolución N º 2.689. Resolución N º 2.689 permite a los inversores extranjeros a invertir en casi todos los activos financieros y de participar en casi todas las transacciones disponibles en el mercado brasileño de capitales y financieros, siempre que se cumplan algunos requisitos. De acuerdo con la Resolución N º 2.689,

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la definición de inversor extranjero incluye personas naturales, jurídicas, fondos de inversión y otras entidades de inversión colectiva, domiciliados o con sede en el exterior. De conformidad con la Resolución N º 2689, los inversionistas extranjeros deben: (i) designar al menos un representante en Brasil con poderes para llevar a cabo acciones relacionadas con la inversión extranjera, (ii) completar el correspondiente formulario de registro de extranjeros de los inversores, (iii) se registra como un extranjero inversionista con la comisión de valores de Brasil y registrar la inversión extranjera en el Banco Central, (iv) designar un representante en Brasil para fines fiscales, y (v) obtener un número de identificación fiscal de las autoridades fiscales federales de Brasil. Para más detalles sobre los requisitos que deben cumplir para calificar como inversionista extranjero en virtud de la Resolución N º 2689, consulte "Punto 9, c. Inversiones en acciones preferentess por los no residentes de Brasil". Valores y otros activos financieros en poder de inversionistas extranjeros de conformidad con la Resolución N º 2689 debe ser registrados o mantenidos en cuentas de depósito o bajo la custodia de una entidad debidamente autorizada por el Banco Central o por la CVM. Además, la negociación de valores se limita a las operaciones realizadas en las bolsas de valores u organizado más de mostrador de mercados autorizados por la CVM, a excepción de las transferencias resultantes de una reorganización corporativa, que ocurre tras la muerte de uno de los inversores por la ley o se o como consecuencia de la exclusión de cotización de las acciones relevantes de una bolsa de valores y la cancelación de la inscripción en la CVM. Impuesto sobre la renta Para los efectos de la tributación brasileña, hay dos tipos de tenedores no residentes de nuestras acciones o ADSs: (i) los tenedores no residentes que no son residentes o domiciliadas en un "paraíso fiscal" jurisdicción (es decir, Un país o lugar que no impone impuestos sobre la renta, o cuando la tasa máxima de impuesto a la renta es inferior al 20% o si la legislación interna impone restricciones a la divulgación de la composición accionaria o de la titularidad de la inversión), y que, en el caso de tenedores de nuestras acciones, están registradas ante el Banco Central y la CVM la posibilidad de invertir en Brasil, de acuerdo con la Resolución N º 2.689, y (ii) otros tenedores no residentes, que incluyen cualquier y todos los no residentes de Brasil, que invierten en valores de renta variable de empresas brasileñas a través de cualquier otro medio y todo tipo de inversores que se encuentran en paraísos fiscales. Con los inversores enumerados en el punto (i) están sujetos a un régimen fiscal favorable en Brasil, Tal como se describe a continuación. Dividendos . Los dividendos, incluidos los dividendos en especie, pagado por nosotros al depositario con respecto a las acciones subyacentes a las ADS o de un accionista no residente en el respeto de nuestras acciones en la actualidad no están sujetas al impuesto brasileño de retención de ingresos, en la medida en que dichos importes están relacionadas con las ganancias generadas el 1 de enero de 1996. Los dividendos relativos a los beneficios generados con anterioridad al 31 de diciembre de 1995 podrán estar sujetas a retención de impuestos de Brasil a tasas variables, de acuerdo con la normativa fiscal aplicable a cada año correspondiente. Las ganancias de capital. Como regla general, las ganancias de capital obtenidas como resultado de una transacción de disposición son la diferencia positiva entre el monto obtenido en la enajenación de las unidades y el costo de adquisición correspondiente. Bajo la ley brasileña, impuesto sobre la renta sobre las ganancias de estos pueden variar dependiendo del domicilio del titular de no residentes, el tipo de registro de la inversión por parte del accionista no residente en el Banco Central y la forma en la disposición se lleva a cabo, como se describe a continuación . (A) la venta de ADS Las ganancias realizadas fuera de Brasil por un accionista no residente en la enajenación de las ADS a otro accionista no residente no están sujetos al impuesto brasileño. Sin embargo, de acuerdo con la Ley N ° 10.833, promulgada el 29 de diciembre de 2003, o Ley N º 10.833, los beneficios reconocidos en la disposición de los bienes situados en Brasil por un accionista no residente, ya sea a otros tenedores no residentes o titulares de Brasil, pueden estar sujetos a impuestos en Brasil. Esta regla se aplica independientemente de si la disposición se realiza en Brasil o en el extranjero. Aunque creemos que los ADSs no están comprendidos en la definición de los activos localizados en Brasil a los efectos de la Ley N ° 10.833, ya que representan valores emitidos y renegociado en un mercado de intercambio extranjero, teniendo en cuenta el alcance general y clara de tales disposiciones, así como la la falta de una decisión judicial judicial al respecto, no podemos predecir si ese entendimiento finalmente prevalecerá en los tribunales de Brasil. Es importante señalar, sin embargo, que aunque ADSs se consideraron los bienes situados en Brasil, Los inversores que estén domiciliadas en paraísos fiscales no podían solicitar la exención del impuesto sobre ganancia de capital de acuerdo con el artículo 81 de la Ley N º 8981 / 95. (B) La conversión de acciones en las ADS El depósito de nuestras acciones a cambio de ADS puede estar sujeta a impuesto brasileño sobre las ganancias de capital a una tasa del 15%, o 25% en el caso de los inversores domiciliados en un paraíso fiscal, si el coste de adquisición de las acciones o la cantidad de lo contrario previamente registrado en el Banco Central como una inversión extranjera en las acciones ordinarias o preferentess es menor que: (i) el precio promedio por acción ordinaria o preferentes en una bolsa de valores brasileña en la que el mayor número de dichas acciones se vendieron en el día de depósito, o (ii) si no hay acciones ordinarias o preferentess se vendieron en ese día, el precio promedio en la bolsa de valores brasileña en la que se vendieron el mayor número de acciones ordinarias o preferentess en las 15 sesiones bursátiles inmediatamente anteriores a dicho depósito. En tal caso, la diferencia entre la cantidad previamente registrado, o el costo de adquisición, según el caso puede ser, y el precio promedio de las acciones como se definen anteriormente se considera una ganancia de capital. Aunque no hay una orientación normativa clara, tal impuesto no debe aplicarse al caso de los tenedores no residentes registrados en la Resolución N º 2.689, que no se encuentran en un paraíso fiscal, que actualmente están exentos de impuestos de impuesto sobre la renta en dicha transacción.

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(C) La conversión de ADS en acciones Los tenedores no residentes pueden intercambiar ADS por las acciones subyacentes, vender las acciones en una bolsa de valores de Brasil y remitir al exterior el producto de la venta dentro de los cinco días hábiles a partir de la fecha de cambio (en la dependencia en el registro electrónico del depositario), sin impuestos consecuencias. Tras la recepción de las acciones subyacentes a cambio de ADS, los tenedores no residentes también pueden optar por inscribirse en el Banco Central el valor en dólares EE.UU. de las acciones como una inversión extranjera de cartera en la Resolución N º 2689/00, que les dará derecho a la tratamiento fiscal referido anteriormente. Por otra parte, el titular no residente también tiene derecho a registrarse en el Banco Central el valor en dólares EE.UU. de acciones tales como la inversión extranjera directa en la Ley 4.131 / 62, en cuyo caso la venta respectiva se somete al tratamiento fiscal aplicable a las transacciones llevado a cabo de un accionista no residente que no es un titular registrado. (D) acciones ordinarias y preferentes negociadas en Brasil Las plusvalías obtenidas por no residentes en el titular de la enajenación de las acciones vendidas en la Bolsa de Valores de Brasil (que incluye las operaciones realizadas en la organización sobre el mercado de mostrador): •

están sujetos a la retención de impuesto sobre la renta a una tasa del cero por ciento, cuando se dio cuenta de un accionista no residente que (a) ha registrado su inversión en Brasil antes de que el Banco Central ("Titular Registrado"), (b) ha nombrado a un representante en Brasil y (c) no es residente en un paraíso fiscal, y

•

están sujetas a impuesto sobre la renta a una tasa del 15% con respecto a las ganancias obtenidas por un accionista no residente que no es un titular registrado (incluyendo un accionista no residente que califica bajo la Ley 4.131 / 62) y las ganancias obtenidas por los residentes de Paraíso Fiscal que son los titulares registrados. En este caso, un impuesto de retención de ingresos de 0,005% sobre el precio de venta será de aplicación y retenida por la entidad intermediaria (es decir, un corredor) que recibe la orden directamente del titular de no residentes, que ya puede ser tarde compensado con cualquier otra impuesto sobre la renta sobre las ganancias de capital y que será retenido por el representante fiscal del accionista no residente en Brasil.

Cualquier otro beneficio obtenido en la enajenación de las unidades que no se llevan a cabo en la bolsa de valores de Brasil: •

están sujetas a impuesto sobre la renta a una tasa del 15% cuando se dio cuenta por cualquier accionista no residente que no sea residente paraíso fiscal, no importa si un titular registrado o no, y

•

están sujetas a impuesto sobre la renta a una tasa del 25% cuando se dio cuenta de que un residente paraíso fiscal, no importa si un titular registrado o no.

En los casos anteriores, si los beneficios están relacionados con las transacciones realizadas en el Brasil no organizados sobre el mostrador del mercado de la intermediación, la retención del impuesto sobre la renta de 0,005%, también serán aplicables y retenida por la entidad intermediaria (es decir, un corretor ) que recibe la orden directamente del titular de no Residentes, que posteriormente se puede compensar contra cualquier impuesto sobre la renta sobre las ganancias de capital y que será retenido por el representante fiscal del accionista no residente en Brasil. El accionista no residente no tendrá que presentar una declaración de impuestos de Brasil con las autoridades fiscales brasileñas. La "ganancia realizada" como resultado de una transacción en una bolsa de valores de Brasil es la diferencia entre el importe en moneda nacional realizadas en la venta o canje de las acciones y su costo de adquisición, sin ninguna corrección por la inflación. No puede haber ninguna garantía de que el actual tratamiento preferencial para los tenedores de ADSs y los tenedores no residentes de acciones ordinarias o preferentess por la Resolución N º 2.689 se mantendrá o no se cambiará en el futuro. Cualquier ejercicio de los derechos preferentes en relación con las acciones ordinarias o preferentess o ADSs no estará sujeto al impuesto brasileño de retención de ingresos. Cualquier ganancia por la venta o cesión de derechos preferentes en relación a las acciones por parte del depositario en nombre de los tenedores de ADSs serán objeto de impuesto sobre la renta de Brasil de acuerdo con las mismas reglas aplicables a la venta o disposición de acciones. Distribuciones de los intereses atribuibles al Patrimonio ". De acuerdo con la Ley N º 9.249, del 26 de diciembre de 1995, según enmendada, las empresas brasileñas pueden hacer los pagos a los accionistas como distribuciones de interés sobre el capital propio y el tratamiento de los pagos como un gasto deducible para efectos del cálculo del impuesto sobre sociedades y Brasil , a partir de 1997, la contribución social sobre los beneficios netos, en la medida de ciertos límites se observan. Ese interés se limita a los diarios a prorrata variación de la TJLP según lo determinado por el Banco Central de vez en cuando y el monto de la deducción no puede exceder el mayor de: •

50% de los ingresos netos (después de la deducción de la reducción a los impuestos de contribución social sobre los beneficios netos, pero antes de tomar en cuenta dicha distribución y todo descuento por Impuesto sobre Sociedades) para el período respecto del cual se realiza el pago, o

•

50% de la suma de las utilidades retenidas y las reservas de beneficios.

Distribuciones de interés sobre el capital propio en relación con las acciones ordinarias o preferentess pagados a los accionistas que son residentes brasileños o residentes de no residentes, incluidos los titulares de ADSs, están sujetas al impuesto brasileño de retención de ingresos a una tasa del 15%, o 25% en el caso de los accionistas domiciliados en un paraíso fiscal (es decir, un país donde no hay impuesto sobre la renta o en el impuesto sobre la renta es inferior al 20% o donde la legislación local impone restricciones a la divulgación en relación a la composición de los accionistas o la propiedad de inversión), y serán deducibles por nosotros siempre y

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cuando el pago de una distribución de interés aprobada por nuestros accionistas. Estas distribuciones se pueden incluir, a su valor neto, como parte de cualquier dividendo obligatorio. Para el pago de porcentaje de participación sobre el capital propio es tan incluidos, la empresa tiene la obligación de distribuir a los accionistas una cantidad adicional para asegurarse de que el importe neto recibido por ellos, previo pago de los impuestos aplicables brasileño de retención de ingresos, además de declarar la cantidad de dividendos, por lo menos igual al dividendo obligatorio. Si pagamos los intereses atribuibles a los fondos propios en un año, y el pago no se registra como parte de la distribución obligatoria, ningún importe adicional sería necesario para ser pagados por la Compañía. La distribución de los intereses del capital propietario puede ser determinado por nuestro consejo de administración. No podemos asegurar que nuestra junta directiva no determinará que las futuras distribuciones de utilidades puede ser hecha por medio de los intereses del capital propietario en lugar de a través de dividendos. La discusión sobre jurisdicciones fiscales bajo o nulo El 24 de junio de 2008, la Ley 11.727 fue promulgada establece el concepto de un "régimen fiscal privilegiado". Bajo esta nueva ley, un "régimen fiscal privilegiado" se considera que se aplican a una jurisdicción que corresponda a alguno de los siguientes requisitos: (1) no impuesto sobre la renta o los ingresos de impuestos a una tasa máxima inferior al 20%, (2) ventajas fiscales subvenciones a una entidad no residente o un individuo (a) sin necesidad de una actividad económica importante en la jurisdicción de dicha entidad no residente o individual, o (b) la medida que tales no residentes entidad o persona no realiza una actividad económica importante en la jurisdicción de dicha entidad no residente o un individuo, (3) no impuesto a las ganancias generadas en el exterior, o impone un impuesto sobre los ingresos generados en el exterior a una velocidad máxima inferior al 20%, o (4) limita la divulgación de la propiedad de los activos y derechos de propiedad o restrinja la divulgación de la ejecución de las transacciones económicas. Aunque la interpretación de la legislación tributaria brasileña actual podría conducir a la conclusión de que el concepto antes mencionado de "régimen fiscal privilegiado" debería aplicarse únicamente a los efectos de las normas brasileñas sobre precios de transferencia, no está claro si este concepto también se aplica a las inversiones realizadas en el mercado brasileño de capitales y financieros a los efectos de esta ley. No existe una orientación judicial en cuanto a la aplicación de la Ley N ° 11.727 del 24 de junio de 2008 y, en consecuencia, no podemos predecir si el Servicio Brasileño de Impuestos Internos o la justicia brasileña puede decidir que el "régimen fiscal privilegiado" concepto se aplicables a considerar que un accionista no residente como residente de paraíso fiscal en la realización de inversiones en los mercados financieros y de capitales brasileños. En el caso de que el "régimen fiscal privilegiado" concepto se interpreta como aplicable a las operaciones efectuadas en los mercados financieros y de capitales de Brasil, la ley de impuestos de acuerdo daría lugar a la imposición de impuestos en un accionista no residente que cumpla con el fiscal privilegiado los requisitos de régimen de la misma manera y en la misma medida aplicable a un residente de un paraíso fiscal. Distribuciones de interés sobre el capital propio para los tenedores no residentes pueden ser convertidos en dólares de los EE.UU. y remitidos fuera de Brasil, Sujetos a controles de cambio aplicable en la medida en que la inversión está registrada en el Banco Central de Brasil. Por otra parte, la Medida Provisoria N º 472, del 15 de diciembre de 2009, recientemente convertida en la Ley N ° 12.249 del 11 de junio de 2010, aplica el concepto de régimen fiscal privilegiado a otros ingresos remitidos al exterior. Aunque el concepto de régimen fiscal privilegiado no debería afectar el tratamiento fiscal de un accionista no residente se ha descrito anteriormente, no está claro si la legislación posterior o interpretaciones de las autoridades fiscales brasileñas en relación con la definición de "régimen fiscal privilegiado" se extiende como un concepto para el tratamiento fiscal de un accionista no residente se ha descrito anteriormente. Impuesto a la moneda extranjera y las transacciones financieras Operaciones de divisas (IOF / Cambio de Impuestos) La legislación brasileña impone un Impuesto a las Transacciones de Divisas, o "IOF / Cambio", provocada por la conversión de reales en moneda extranjera y en la conversión de moneda extranjera em reales. En la actualidad, la mayoría de las transacciones de cambio, la tasa de IOF / Cambio es de 0,38%. De conformidad con el Decreto N º 6306 / 07, modificado por los Decretos N º 6339 / 08 6445 / 08 6391 / 08 6453 / 08 6556 / 08 6613 / 08 6983 / 09 7011 / 09 7232 / 10, 7330 / 10, 7412 / 10, 7454 / 11 7456 / 11 y 7457 / 11, la IOF / Cambio puede ser aplicado a las operaciones de cambio, que afecta a uno o ambos de la entrada o salida de las inversiones. Las tasas de IOF son fijados por el Poder Ejecutivo de Brasil, y la mayor tasa aplicable es del 25%. La tasa de IOF / Cambio de impuesto sobre las transacciones de divisas realizadas por un inversor extranjero con el propósito de invertir en los mercados financieros y de capitales puede variar de vez en cuando según lo definido por el gobierno y las tarifas son diferentes según el tipo de inversión, así como el tiempo en que dicha inversión se mantiene en Brasil. La afluencia de fondos extranjeros para la compra de acciones conforme a la Resolución N º 2689 está sujeta a un 2% de la IOF / Cambio. La adquisición de ADS no está sujeto a la IOF / Cambio. IOF / Tipo de cambio es cero en la salida de inversión extranjera. Sin embargo, la afluencia de fondos derivados de la cancelación de ADS a los efectos de la inversión en acciones está sujeta a una tasa del 2% del IOF / Cambio. Impuesto a las Transacciones con bonos y de Valores (IOF / fiscales) La legislación brasileña impone un impuesto sobre transacciones con bonos y de Valores, conocida como "IOF / impuesto fiscales". En la actualidad, la tasa de IOF / impuesto fiscales aplicables a las transacciones con acciones ordinarias o preferentess es cero, aunque el gobierno brasileño puede aumentar la tasa en cualquier momento, hasta el 1,5% por día, pero sólo en lo que respecta a las transacciones futuras. La conversión de acciones en ADR o ADS en unidades no imponibles antes de noviembre 17 de 2009. Tras la promulgación del Decreto N ° 7.011 del 18 de noviembre de 2009, estas operaciones comenzó a ser gravados por el impuesto IOF / bonos a una tasa del 1,5% en el valor de transacción

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(que se obtiene al multiplicar el número de acciones / unidades convertidas por su cierre precio en el día antes de la conversión, o, en el caso de no negociación se hizo en ese día, por el precio de cierre del último dato disponible). Otros Impuestos brasileña relevantes No hay impuestos de herencia brasileña, donación o sucesión aplicable a la propiedad, transferencia o disposición de acciones ordinarias o preferentess o ADS por un accionista no residente a excepción de regalo y los impuestos de herencia que se aplican en algunos estados de Brasil sobre los donativos y herencias otorgado por las personas o entidades no residentes o domiciliadas en el país o su domicilio dentro del estado a las personas o entidades residentes o domiciliadas en un Estado como en Brasil. No hay ningún sello de Brasil, emisión, registro o impuestos o derechos similares de pagaderos por los tenedores de nuestras acciones o ADSs. Un capital registrado. El importe de las inversiones en acciones poseídas por un tenedor no brasileño que califica bajo la Resolución N º 2689 y obtenga el registro en la CVM, o por el depositario, como depositario que representa dicho tenedor, es elegible para registrarse en el Banco Central. Dicho registro permite el envío fuera de Brasil de cualquier producto de las distribuciones de las acciones, y se dio cuenta de las cantidades con respecto a la disposición de tales acciones. Las cantidades recibidas en moneda nacional se convierten en moneda extranjera a través del uso de la tasa del mercado comercial. El capital registrado por las acciones ordinarias o preferentess adquiridas en la forma de ADSs o adquiridos en Brasil, y depositado en poder del depositario, a cambio de ADSs será igual a su precio de compra (en dólares de EE.UU.) para el comprador. El capital registrado por las acciones que se retiran a la entrega de ADSs, según sea el caso, será el equivalente en dólares de EE.UU. de que el precio promedio de acciones ordinarias o preferentess, según corresponda, en una bolsa de valores brasileña en la que el mayor número de dichas acciones, como aplicable, se vendió en el día de la retirada. Si no hay acciones ordinarias o preferentess, según corresponda, se vendieron en dicho día, el capital social se refiere a la cotización en la bolsa de valores brasileña en la que el mayor número de dichas acciones, según sea el caso, se vendieron en las 15 sesiones bursátiles inmediatamente anteriores a la retirada. El valor en dólares EE.UU. de las acciones ordinarias o preferentess, según corresponda, se determina sobre la base de la tasa promedio del mercado comercial citado por el Banco Central en la fecha o, si el precio medio de estas acciones se determina en la frase anterior pasado, el promedio de estas tasas promedio cotizado en las mismas 15 fechas para determinar el precio promedio de las acciones. Un Accionista No Residente de nuestras acciones pueden experimentar retrasos en efectuar tal acción, lo que puede retrasar las remesas al exterior. Tal retraso puede afectar negativamente a la cantidad, en dólares de EE.UU., recibido por el accionista no residente. Material Estados Unidos Consecuencias Federal Income Tax – Impuesto de la Renta La siguiente discusión se describen los materiales Estados Unidos federal de impuestos consecuencias de adquirir, tener y disponer de nuestras acciones o ADSs. Esta discusión se aplica sólo a los beneficiarios de nuestras ADS o acciones que son "EE.UU. Los titulares ", tal como se define a continuación. Esta discusión se basa en el Código de Rentas Internas de los EE.UU. de 1986, según enmendada, o el Código, sus antecedentes legislativos, ya existentes final, Reglamento del Tesoro temporal y propuestas, pronunciamientos administrativos por el Servicio de Rentas Internas de los Estados Unidos, o IRS, y las decisiones judiciales, todos los actualmente en vigor y todos los que están sujetos a cambios (posiblemente con carácter retroactivo) y de diferentes interpretaciones. Esta discusión también se basa en las declaraciones del depositario y en el supuesto de que cada obligación en el contrato de depósito entre nosotros, JP Morgan Chase Bank, NA, como depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de nuestros ADSs, y cualquier otro documento , se llevará a cabo de conformidad con sus términos. Esta discusión no pretende abordar todos los Estados Unidos consecuencias federal de impuestos que pueden ser relevantes al titular de un particular y se les insta a consultar a su asesor de impuestos acerca de su situación fiscal específica. La discusión se aplica sólo a los Titulares de EE.UU. que tienen nuestras acciones o ADS como "bienes de capital" (en general, inmuebles que se para la inversión) en el Código y no se ocupa de las consecuencias fiscales que pueden ser pertinentes a los Titulares de EE.UU. en situaciones de impuestos especiales, como, por ejemplo: •

instituciones financieras o compañías de seguros;

•

organizaciones exentas de impuestos;

•

corredores de bolsa;

•

corredores de valores que eligen mercado a mercado;

•

bienes raíces, fideicomisos de inversiones, las empresas reguladas de inversión, asociación o fideicomiso otorgante;

•

inversionistas, cuya moneda funcional no es el Estados Unidos dólares;

•

Estados Unidos expatriados;

•

los titulares que tienen nuestras acciones o ADS como parte de una operación de cobertura, se extienden o conversión, o

•

los titulares que poseen, directa, indirecta, o de manera constructiva, el 10% o más del poder de voto total combinado, en su caso, de nuestras acciones o ADSs.

Excepto en los casos específicamente se describe a continuación, esta discusión se supone que no somos una empresa de inversión extranjera pasiva, o PFIC, para Estados Unidos de los impuestos federales. Por favor, vea la discusión en el "Artículo 10. E, Impuestos-Material de los Estados Unidos Impuesto sobre la Renta Federal consecuencias-pasivo Reglas de Relaciones Exteriores de Sociedades de Inversión "a continuación. Además, esta discusión no se refiere a las consecuencias del impuesto mínimo alternativo de la celebración de nuestras acciones o ADSs o las consecuencias indirectas a los titulares de participaciones en asociaciones u otras entidades que poseen nuestras acciones o ADSs. Además, esta discusión no se abordará el estado, las consecuencias fiscales locales y no estadounidenses de la celebración de nuestras acciones o ADSs. Usted debe consultar a su asesor fiscal en relación con la Estados Unidos federales, estatales, los ingresos locales y non-US y otras consecuencias fiscales de la compra, posesión, y la eliminación de nuestras acciones o ADSs en sus circunstancias particulares.

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Usted es un EE.UU. " Titular "si usted es un beneficiario de las acciones o ADSs y que son de Estados Unidos de los impuestos federales: •

un individuo que es ciudadano o residente de la Estados Unidos;

•

una corporación, o cualquier otra entidad imponible como una corporación, creada o constituida en o bajo las leyes de los Estados Unidos, cualquier estado o el Distrito de Columbia;

•

una sucesión cuyo ingreso esté sujeto al impuesto a la renta federal de los Estados, independientemente de su origen, o

•

Un fideicomiso si un tribunal dentro de Estados Unidos es capaz de ejercer primera supervisón sobre la administración y una o más personas Estados Unidos tiene la autoridad para controlar todas las decisiones substanciales del fideicomiso.

Si una sociedad posee acciones o ADSs, el tratamiento tributario de un socio generalmente dependerá de la situación de la pareja y en las actividades de la asociación. Un posible inversor que es un socio de una sociedad holding nuestras acciones o ADSs deben consultar a su asesor fiscal. La propiedad de ADSs en general Para Estados Unidos los propósitos federales del impuesto sobre la renta, si usted es un tenedor de ADSs, generalmente serán tratados como el dueño de las acciones representadas por dichos ADSs. Depósitos y retiros de acciones por un titular de EE.UU. a cambio de ADSs en general, no dará lugar a la realización de la ganancia o pérdida de Estados Unidos de los impuestos federales. El Tesoro de EE.UU. ha expresado su preocupación de que los partidos a los que los ingresos similares a los ADSs son liberadas pueden estar tomando acciones que son inconsistentes con la demanda de créditos impositivos extranjeros por los titulares de ADSs de EE.UU. y que también sería incompatible con la reivindicación del tipo impositivo reducido se describe a continuación aplicable a los dividendos recibidos por ciertos tenedores no-corporativos EE.UU.. En consecuencia, el análisis de la credibilidad de los impuestos brasileños y la disponibilidad de la tarifa reducida para los dividendos recibidos por ciertos tenedores no-corporativos podrían verse afectados por las medidas tomadas por las partes en las cuales los ADSs son liberados. Distribuciones de acciones o ADSs El importe bruto de las distribuciones hechas a usted en efectivo o propiedad con respecto a sus acciones o ADSs, antes de la reducción de los impuestos brasileños retenidos de los mismos, se incluyen en su ingreso como ingresos por dividendos en la medida de tales distribuciones se pagan con nuestros actuales o ganancias acumuladas y las ganancias conforme se determina en EE.UU. los principios del impuesto a la renta federal. Dichos dividendos no serán elegibles para la deducción por dividendos recibidos en general, permite a las empresas titulares de EE.UU.. Sujeto a las limitaciones aplicables, incluyendo las limitaciones período de retención, y la discusión anterior con respecto a las preocupaciones expresadas por el Tesoro de EE.UU., los dividendos pagados a los tenedores no-corporativos de EE.UU. ADSs en los años fiscales que comiencen antes del 1 de enero 2013, va a ser gravada con una tasa máxima de un 15,0%. Titulares de EE.UU., en particular los titulares de las acciones de EE.UU., deben consultar a sus asesores fiscales respecto a las implicaciones de esta legislación en sus circunstancias particulares. Si usted es un titular de EE.UU., y pagar un dividendo en Brasil em reales, cualquier dividendo será incluido en su ingreso bruto en una cantidad igual al valor en dólares EE.UU. de Brasil em reales en la fecha de recepción por usted o, en el caso de ADS, el depositario, independientemente de si o cuando el pago es en realidad convertirse en dólares de los EE.UU.. Si el dividendo se convierte en dólares de EE.UU. en la fecha de recepción, un titular de EE.UU. en general, no debe ser obligada a reconocer ganancia o pérdida en relación con los ingresos por dividendos. Si usted es un titular de EE.UU., los dividendos pagados a usted con respecto a sus acciones o ADSs serán tratados como ingresos de fuente extranjera, que pueden ser pertinentes para el cálculo de su límite de crédito del exterior de impuestos. Sujeto a ciertas condiciones y limitaciones, el impuesto retenido sobre los dividendos de Brasil se podrá acreditar contra el EE.UU. sobre la renta federal de responsabilidad fiscal. En lugar de reclamar un crédito, es posible que, a su elección, deducir tales impuestos brasileños de lo contrario deducible en su base imponible, sujeto a las limitaciones de aplicación general en EE.UU. la ley. Las normas que rigen los créditos fiscales extranjeros y las deducciones de impuestos fuera de Estados Unidos son complejas y, por lo tanto, usted debe consultar a su asesor de impuestos acerca de la aplicabilidad de estas normas en sus circunstancias particulares.

Venta o permuta u otra disposición imponible de acciones o ADSs Un tenedor de EE.UU. en general, se reconocerá una ganancia o pérdida de capital en la venta, cambio o de otro tipo sujetos a imposición de nuestras acciones o ADSs mide por la diferencia entre el valor en dólares EE.UU. de la cantidad recibida y la base titular de EE.UU. fiscal ajustada en las acciones o ADSs. Cualquier ganancia o pérdida será ganancia a largo plazo o pérdida de capital si las acciones o ADSs se han celebrado desde hace más de un año. A largo plazo las ganancias de capital de algunos EE.UU. los titulares (incluyendo individuos) son elegibles para los tipos reducidos de Estados Unidos impuesto sobre la renta federal. La deducibilidad de las pérdidas de capital está sujeta a ciertas limitaciones en el Código. Si un impuesto es retenido en Brasil la venta u otra disposición de una acción o ADS, la cantidad obtenida por un Tenedor de EE.UU. incluyen el importe bruto de las ganancias de esa venta u otra disposición antes de la deducción del impuesto brasileño. Ganancia o pérdida patrimonial, en su caso, realizada por un Tenedor de EE.UU. sobre la venta, permuta o disposición de otro sujeto pasivo de una acción o ADS generalmente son tratados como ingresos Estados Unidos Fuente o la pérdida de exterior de Estados Unidos efectos del crédito fiscal. En consecuencia, en el caso de una disposición de una acción que está sujeta al impuesto brasileño gravado sobre las ganancias (o, en el caso de un depósito, a cambio de una ADS o acciones, según sea el caso puede ser, que no está registrada de conformidad la Resolución N º 2689, en la que un impuesto a las ganancias de capital de Brasil se impone, el Titular de EE.UU. no puede ser capaz de beneficiarse del crédito fiscal extranjero de que el impuesto brasileño a menos que el titular de EE.UU. pueden solicitar el crédito contra el impuesto a las ganancias federal de los Estados a pagar en otros ingresos de fuentes fuera de

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Estados Unidos en la categoría de ingreso correspondiente. Por otra parte, el Titular de EE.UU. puede tomar una deducción por el impuesto brasileño si no opta por reclamar un crédito por impuestos extranjeros de los impuestos no nos ha pagado durante el año fiscal. Pasiva Exteriores Reglas de Sociedades de Inversión En general, una empresa fuera de Estados Unidos es un PFIC con respecto a un Tenedor de EE.UU. si, para cualquier año contributivo en que el tenedor de EE.UU. tiene acciones en la empresa fuera de Estados Unidos, por lo menos 75% de su ingreso bruto es el ingreso pasivo o en por lo menos el 50% del valor de sus activos (determinado sobre la base de un promedio trimestral) generar ingresos pasivos o se llevan a cabo para la producción de ingresos pasivos. Para ello, los ingresos pasivos en general, incluye, entre otras cosas, dividendos, intereses, rentas, regalías y ganancias de la enajenación de los bienes de inversión (sujeto a varias excepciones). En base a la naturaleza de nuestros ingresos actuales y proyectados, los activos y actividades, no creemos que las acciones o ADSs se refieren al año fiscal anterior ni esperamos que sean, las acciones de un PFIC Estados Unidos de los impuestos federales. Sin embargo, la determinación de si las acciones o ADSs constituyen acciones de un PFIC es una determinación de los hechos realizada por año y por lo tanto pueden estar sujetas a cambios. Debido a que estas decisiones se basan en la naturaleza de nuestros ingresos y activos de vez en cuando, y consisten en la aplicación de las normas fiscales complejas, no se puede garantizar previsto que no vamos a ser considerada como una PFIC para el actual o en cualquier año fiscal anterior o posterior. Si somos tratados como PFIC para cualquier año contributivo en el que usted es un titular de EE.UU., varias consecuencias adversas podrían aplicarse a usted. Ni gana ni dividendos estarán sujetos a los tipos impositivos reducidos arriba mencionado que son aplicables en determinadas situaciones. Por el contrario, la ganancia reconocida por usted en una venta u otra disposición de las acciones ordinarias o ADSs se asignará proporcionalmente a lo largo de su período de las acciones ordinarias o ADSs. Las cantidades asignadas para el año fiscal de la venta o disposición y un año antes de que se convirtió en una PFIC serían gravados como ingresos ordinarios. La cantidad asignada a cada año contributivo otros estarían sujetas al impuesto a la tasa más alta en vigor por personas naturales o jurídicas, según corresponda, y un cargo por intereses se impondría a los impuestos como si no hubieran sido pagados a partir de la fecha de vencimiento original de su declaración de impuestos para dicho año. Además, cualquier distribución con respecto a las acciones ordinarias o ADSs de más de 125 por ciento de la media de las distribuciones anuales a las acciones ordinarias o ADS recibidos por usted durante los tres años anteriores o, si se corta, el período de tenencia estarían sujetos a los impuestos como se ha descrito anteriormente. Ciertas elecciones pueden estar disponibles (incluyendo una marca de la elección de mercado) EE.UU. personas que pueden mitigar las consecuencias adversas resultantes de la condición de PFIC. En cualquier caso, debería estar sujeta a impuesto em EE.UU requisitos de forma de presentación. Retención Adicional y Registro de Información En general, los dividendos de nuestras acciones o ADSs, y los pagos de las ganancias de una venta, cambio o de otro tipo de acciones o ADSs, pagado dentro de los Estados Unidos o a través de algunos de los Estados Unidos relacionadas con los intermediarios financieros a un titular de EE.UU. están sujetos a la información información y pueden estar sujetos a retención a una tasa máxima actual del 28% menos que el titular de: (i) establece, si así lo requiere, que es un receptor exenta, o (ii) en el caso de la retención adicional proporciona, un número de identificación fiscal precisa y certifica que se trata de una persona de los EE.UU. y no ha perdido su exención de impuestos de retención se ha producido.

Puede cantidades de crédito retenido en virtud de estas reglas en contra de su responsabilidad de los Estados Unidos impuesto a la renta, u obtener el reembolso de las sumas que excedan de su Estados Unidos sobre la renta federal de responsabilidad fiscal, previsto que la información que se proporciona al IRS. La legislación reciente ha introducido nuevos requerimientos de información de algunos titulares de EE.UU.. La sanción por no cumplir con estos, o ya existentes, los requisitos pueden ser significativos. Usted debe consultar a sus asesores fiscales con respecto a cualquier EE.UU. los requisitos de información que pueda surgir de su propiedad o enajenación de ADS o acciones preferentess a la luz de sus circunstancias particulares. F. Dividendos y organismo pagador No se aplica. G. Declaración de Expertos No se aplica. H. documentos presentados Las declaraciones contenidas en este informe anual sobre el contenido de cualquier contrato u otro documento que se completa en todos sus aspectos significativos, sin embargo, cuando el contrato u otro documento es un anexo a este informe anual, cada una de estas declaraciones es calificada en todos los aspectos de las disposiciones del contrato actual o en otros documentos. Estamos sujetos a los requisitos de información de la Ley de Valores aplicables a un emisor privado extranjero. En consecuencia, se requiere presentar informes y otra información ante la SEC, incluidos los informes anuales en el Formulario 20-F y los informes en el Formulario 6-K. Usted puede examinar los informes y los informes de copia y otra información presentada con o suministrada a la SEC en la Sala de Referencia Pública de la SEC, ubicado en 100 F Street, Nueva Inglaterra,Washington,Distrito de Columbia 20549. Para más información, llame a la SEC al 1-800-SEC0330. Además, la SEC mantiene un sitio en Internet que contiene presentaciones, informes y otra información sobre los emisores que, como nosotros, están en un archivo electrónico con la SEC. La dirección de ese sitio web es http://www.sec.gov.

103

Como emisor privado extranjero, estamos exentos en virtud de la Ley de Valores, entre otras cosas, las reglas que prescriben el suministro y el contenido de las declaraciones de representación, y los miembros de nuestro Consejo de Administración y Dirección Ejecutiva y nuestros principales accionistas están exentos de la presentación de informes y corto swing de las disposiciones de recuperación de los beneficios contenidos en el artículo 16 de la Ley de Valores. Además, como un emisor privado extranjero, no se requiere bajo la Ley de Valores de presentar informes periódicos y los estados financieros a la SEC con la frecuencia o tan pronto como EE.UU. las empresas cuyos valores están registrados bajo la Ley de Valores. También presentar informes periódicos y los estados financieros a la CVM, situado en Rua Sete de Setembro, 111, Río de Janeiro,Río de Janeiro 20159-900, Brasil. I. Información auxiliar No se aplica. TEMA 11.

DIVULGACIONES CUANTITATIVAS Y CUALITATIVAS SOBRE EL RIESGO DE MERCADO

Los riesgos inherentes a los instrumentos de mercado son sensibles a las pérdidas potenciales que puedan surgir de cambios adversos en las tasas de interés y / o tipos de cambio. Estamos sujetos a riesgos de mercado resultantes de los cambios en las tasas de interés, ya que los cambios puedan afectar el costo en el que se obtiene el financiamiento. Estamos sujetos a riesgos de tipo de cambio con respecto a nuestra deuda denominada en moneda extranjera. Los riesgos de tasas de interés Aparte de un préstamo de EE.UU. $ 300.000.000 vinculado a la tasa LIBOR, no tenemos ninguna deuda que está directamente vinculada a las tasas de interés variable, 31 de diciembre de 2009 tuvimos $ 28,717 dólares millones de dólares de deuda. Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar la inflación y, por consiguiente, indirectamente estamos sujetos a los cambios en las tasas de interés que pueden aumentar el costo del financiamiento. Al 31 de diciembre de 2009, 100,0% de nuestra deuda total de R$5.376 millones denominados en reales fue indexada a la IGP-M o en otro índice de inflación. Como resultado, nuestra exposición al riesgo de inflación de Brasil fue de R$ 5,376 millones al 31 de diciembre de 2009. Cada variación de 1,0% en el índice IGP-M o cualquier otro índice de inflación tendría un impacto de R$ 53 millones en la utilidad neta. Los riesgos cambiarios Al 31 de diciembre de 2009, aproximadamente el 49,9% de nuestra deuda total consolidada de R$ 28.717 millones convertidos en moneda extranjera. De este endeudamiento en moneda extranjera, R$ 14.320 millones, o aproximadamente 96,0% estaba denominada en dólares de los EE.UU. (y de los cuales R$ 18.141 millones, o aproximadamente 81,3% era deuda de Itaipú). Tenemos una exposición en moneda extranjera que afectan a los activos y pasivos, debido a los préstamos que ofrecemos a Itaipú, cuyos estados financieros se preparan en dólares de los EE.UU.. Con el fin de protegerse contra las fluctuaciones del dólar de EE.UU. /real tipo de cambio, nuestro Directorio Ejecutivo aprobó la aplicación de una política de cobertura en julio de 2007, que fue diseñado para reducir la exposición a estas variaciones en moneda extranjera a través del uso de contratos de derivados. En 2008, entró en contratos a corto plazo derivados, que expiró en diciembre de 2008. Al 31 de diciembre de 2009, no teníamos ningún contrato derivados vigentes y no se propone entrar en contratos de derivados que supondrá un impulso o la protección del crédito. Nuestra estrategia general es la de centrarse en la protección de las fluctuaciones monetarias. Sin embargo, a partir de esa fecha, estábamos considerando la ampliación de nuestra política de cobertura para cubrir otros riesgos de mercado, tales como las tasas de interés e índices, así como los derivados implícitos. Como resultado, nuestra exposición real al riesgo de EE.UU. dólar tipo de cambio en una base no consolidada fue de R$ 9,7 mil millones al 31 de diciembre de 2009. Cada variación de 1,0% en los EE.UU. dólar / real tipo de cambio tendría un impacto de R$ 97 millones en la utilidad neta. TEMA 12.

DESCRIPCIÓN DE VALORES DISTINTOS DE ACCIONES

12.D. American Depositary Shares Tasas que deben pagarse por los tenedores de ADSs JP Morgan Chase Bank, NA sirve como depositario para nuestras ADSs ordinarias y preferentess. Los tenedores de ADR están obligados a pagar diferentes impuestos al depositario, y el depositario podrá negarse a prestar cualquier servicio para el que se imponga un cargo hasta que la tasa aplicable ha sido pagado. Los tenedores de ADR están obligados a pagar al depositario: (i) una tasa anual de 0,02 dólares EE.UU. por cada ADS de la administración del programa de ADR y las cantidades (ii) en concepto de gastos incurridos por el depositario o sus agentes en nombre de los tenedores de ADR, incluidos los gastos derivados del cumplimiento de la legislación aplicable, los impuestos u otros cargos gubernamentales, la transmisión por fax, o la conversión de moneda extranjera en dólares de los EE.UU.. En ambos casos, el depositario puede decidir a su discreción para buscar el pago por los titulares de facturación o bien o mediante la deducción de la cuota de uno o más dividendos en efectivo y otras distribuciones en efectivo. Los tenedores de ADR también están obligados a pagar tasas adicionales para ciertos servicios prestados por el depositario, según se establece en la siguiente tabla:

104

Acción depositario

Tarifa asociada

Emisión, entrega, reducción, cancelación o entrega de ADSs

EE.UU. $ 5,00 por cada 100 ADSs

Cualquier distribución de efectivo a los tenedores de ADS registrados

EE.UU. $ 0,02 (o menos) por ADS

Las tasas de transferencia (en la medida en que no esté prohibido por las reglas de la bolsa de valores primarios en los que la ADS cotizan)

EE.UU. $ 1,50 por ADR o ADRs

Reembolsos de depósito De acuerdo con el contrato de depósito suscrito entre el depositario y nosotros, el depositario nos reembolsa el costo de ciertos gastos en que incurrimos en relación con el programa de ADR. A partir de enero 1 hasta diciembre 31, 2009, nuestro banco depositario nos reembolsará la cantidad de EE.UU. $ 2.3 millones. PARTE II TEMA 13.

INCUMPLIMIENTOS, ATRASOS DE DIVIDENDOS Y MOROSIDAD

No se aplica. TEMA 14.

MODIFICACIONES SUSTANCIALES A LOS DERECHOS DE LOS TENEDORES DE VALORES Y USO DE LOS RECURSOS

No se aplica. TEMA 15.

CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS

(A) los controles y procedimientos Nuestra administración, incluyendo nuestro Director General y Director de Finanzas, evaluó la efectividad de los nuestros controles y procedimientos, a partir del 31 de diciembre de 2009. Existen limitaciones inherentes a la eficacia de cualquier sistema de controles y procedimientos, incluyendo la posibilidad de error humano y la elusión o anulación de los controles y procedimientos. En consecuencia, incluso los controles y procedimientos efectivos sólo pueden proporcionar una garantía razonable de lograr sus objetivos de control. Como resultado de esta evaluación, nuestro Director General y Director de Finanzas llegó a la conclusión de que nuestros controles y procedimientos, tal como se define en la Regla 13a-15 (e) y la Regla 15d-15 (e) de la Securities and Exchange Act de 1934, en su versión modificada, no fueron efectivos al 31 de diciembre de 2009, debido a la debilidad material de nuestro control interno sobre los informes financieros como se describe a continuación. (B) Informe anual de gestión sobre el control interno sobre los informes financieros Nuestra administración es responsable de establecer y mantener un adecuado control interno sobre los informes financieros como se define en las Normas 13a-15 (f) y 15d-15 (f) de la Securities and Exchange Act de 1934. Nuestro control interno sobre los informes financieros es un proceso diseñado para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de la información financiera y la preparación de estados financieros para propósitos externos de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados. Nuestro control interno sobre la información financiera incluye aquellas políticas y procedimientos que (a) se refieren al mantenimiento de registros que, en detalle razonable, precisa y justa las transacciones y disposiciones de nuestros activos, (b) proporcionar una seguridad razonable de que las transacciones se registran como necesarias para permitir la preparación de estados financieros de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados, y que nuestros ingresos y gastos se hacen sólo de acuerdo con las autorizaciones de nuestra gestión y administración, y (c) proporcionar una seguridad razonable sobre la prevención o detección oportuna de la adquisición no autorizada , uso o disposición de los activos que podrían tener un efecto significativo sobre los estados financieros. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre los informes financieros no pueden prevenir o detectar errores. Asimismo, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a cambios en las condiciones, o que el grado de cumplimiento de las políticas o procedimientos se puede deteriorar.

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Nuestra gestión evaluó la efectividad de nuestros controles internos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2009. Al realizar esta evaluación, nuestra gestión se utilizaron los criterios establecidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (COSO) en "De Control Interno-Marco Integrado. "En base a esta evaluación, la administración concluyó que, al 31 de diciembre de 2009, nuestro control interno sobre los informes financieros no es eficaz debido a las debilidades materiales existentes. Una debilidad material es una deficiencia, o una combinación de deficiencias en el control interno sobre los informes financieros de tal manera que hay una posibilidad razonable de que un error importante de nuestros estados financieros anuales no se pueden prevenir o detectar en forma oportuna. Las debilidades materiales identificadas fueron: 1. Nosotros no mantener controles internos eficaces sobre los informes financieros sobre la base de los criterios de COSO. Las debilidades siguiente material relacionado con nuestros controles sobre la información financiera se identificaron: (a) que no mantiene un ambiente de control efectivo, a saber: (i) las deficiencias de control no fueron remediados de manera oportuna, y (ii) no hemos definido adecuadamente responsabilidad con respecto a los controles internos sobre los informes financieros y las líneas de comunicación necesarias en toda la organización, (b) que no realizan adecuadamente una evaluación de riesgos para identificar los riesgos a fin de garantizar que los controles efectivos fueron diseñados e implementados adecuadamente que la prevención y detectar los errores materiales de nuestros estados financieros, (c) no se tuvieron suficientemente en diseñar y mantener políticas eficaces de tecnología de la información, incluidos los relacionados con la segregación de funciones, seguridad y acceso (Grant y monitor) a nuestros programas de aplicación y datos financieros. 2. Nosotros no mantener un diseño eficaz y controles operativos sobre la integridad y exactitud de la información al cierre del ejercicio financiero. En concreto, no mantener efectivo de revisión y los procesos de seguimiento y documentación relacionada con el registro de entradas de diario recurrentes y no recurrentes. 3. Nosotros no mantener un control efectivo de diseño y operación para asegurar la integridad y exactitud de los depósitos judiciales y demandas legales o realizar un examen periódico / actualización de ellos, incluyendo la actualización de las pérdidas esperadas para fines de acumulación. 4. Nosotros no mantener un diseño eficaz y controles operativos para asegurar la integridad y exactitud u opinión / seguimiento de los planes de beneficios post-jubilación (planes de pensiones), patrocinado por nosotros, incluyendo la revisión detallada de las hipótesis actuariales, la reconciliación entre los informes de valoración actuarial y los registros contables , así como los flujos de efectivo de los pagos de contribución. 5. No teníamos suficiente diseñar y mantener un diseño eficaz y controles de operación de Itaipú con respecto a su contable de las propiedades, planta y equipo, en concreto, para asegurar la integridad, exactitud y validación de las adquisiciones de activos fijos. 6. Nosotros no mantener un diseño eficaz y controles operativos para asegurar el examen apropiado / monitoreo relacionados con la preparación de nuestros estados financieros según los GAAP EE.UU. y revelaciones. Estas deficiencias de control dio lugar a los ajustes de auditoría para el 31 de diciembre de 2009 y en la reexpresión de los estados financieros de años anteriores y las revelaciones correspondientes. Además, no contaba con personal interno de contabilidad con conocimientos adecuados EE.UU. GAAP para supervisar y revisar el proceso de contabilidad y no mantener controles efectivos sobre el proceso de información financiera, debido a la insuficiencia de personal interno con suficientes conocimientos de contabilidad, experiencia y capacitación en la aplicación de GAAP de EE.UU. y no ha aplicado un análisis adecuado de supervisión del proceso de contabilidad para asegurar los estados financieros y revelaciones fueron preparadas de acuerdo con los GAAP de los EE.UU.. A pesar de la evaluación de la administración de que nuestros controles y procedimientos no eran eficaces y que había deficiencias importantes identificadas anteriormente, creemos que nuestros estados financieros contenidos en este informe anual, presentan razonablemente la posición financiera, resultados de las operaciones y los flujos de efectivo por los años cubiertos por el mismo en todos los aspectos. La eficacia del control interno sobre los informes financieros, al 31 de diciembre de 2009, ha sido auditada por PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes, Una firma independiente de contadores públicos registrados, como se indica en su informe empieza en la página F-1 de los estados financieros de esta Forma 20-F. Remediación de debilidad material A fin de remediar la debilidad material relacionado con los controles internos sobre los informes financieros, tenemos la intención de mejorar a través de la comunicación y la formación con las áreas de negocio de las empresas Eletrobras. El plan de comunicación contempla la creación de los líderes de los controles internos en las áreas de negocio, y el establecimiento de objetivos para los administradores de dichas áreas. La Universidad Corporativa ofrece cursos sobre riesgos y control interno. Además, tenemos previsto la organización de seminarios en las empresas y el establecimiento de planes de acción para gerentes de empresas, junto con nuestra gestión con el objetivo de reducir las deficiencias. A fin de remediar la debilidad material relacionado con el control sobre la integridad y exactitud de la información al cierre del ejercicio financiero, y cerca de fin de período, hemos adoptado un proceso de revisión y aprobación de los informes de las entradas realizadas por cada área de negocio. En términos de acceso a nuestros sistemas informáticos, ya hemos completado un análisis de los sistemas que mantienen la separación entre nuestros departamentos y se han eliminado los problemas descubiertos en 2009. También hemos rediseñado nuestros perfiles de usuario para utilizar SAP, hemos implementado este sistema. En cuanto a la recuperación de la debilidad material relacionado con la integridad y exactitud de los procedimientos judiciales, a partir de diciembre de 2009, los departamentos de contabilidad de nuestras subsidiarias (excepto Furnas) han incluido todos los procedimientos judiciales en sus demandas reportson. Estamos en discusiones con nuestro departamento legal y el departamento legal de Eletrobrás Furnas con el fin de seguir el mismo procedimiento.

106

En relación con la debilidad material relacionado con el control de los planes de beneficios post-jubilación (planes de pensiones), patrocinado por nosotros y administrado por un administrador del plan de terceras partes, estamos en el proceso de creación de un sistema de controles internos para evitar la dependencia futura en el informe SAS 70 del administrador del plan de treinta y fiesta. Hemos tenido conversaciones con Itaipú y, una vez nombrado a discutir con los auditores externos de Itaipú las formas más efectivas para remediar la debilidad material relacionado con Itaipú. En cuanto a la debilidad material relacionado con nuestra EE.UU. contables de GAAP, contados a partir de y para el 31 de diciembre de 2010, estamos preparando a nuestros estados financieros consolidados anuales, de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF") y ya no se preparan nuestros estados financieros consolidados los estados financieros anuales de acuerdo con GAAP de los EE.UU.. (C) Cambios en el control interno sobre los informes financieros Aparte de lo expuesto anteriormente, no ha habido cambios en nuestro control interno sobre los informes financieros que se produjeron durante el año finalizado el 31 de diciembre 2009 que hayan afectado o que sea razonablemente probable que afecten materialmente nuestro control interno sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2009. (D) Certificación del Informe de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB Para el informe de PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes, Nuestra firma independiente de contadores públicos registrados, de 30 de junio de 2011, sobre la efectividad del control interno sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2009, consulte la sección "Punto 18. Los estados financieros ". 15T ITEM.

CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS

No se aplica. ARTÍCULO 16A. COMITÉ DE AUDITORÍA Y EXPERTO FINANCIERO Nuestro Consejo de Administración ha determinado que Carlos Carvalho Guedes, un miembro de nuestro Consejo Fiscal, es una "auditoría del comité de expertos financieros", según la definición de las actuales normas de la SEC y cumple con los requisitos de independencia de la SEC y las normas de la NYSE. Para una discusión sobre el papel de nuestro Consejo Fiscal, consulte "Punto 6. Consejeros, Funcionarios y Empleados com Prácticas de Gestión, Fiscal del Consejo. " 16B.

CÓDIGO DE ÉTICA

Hemos adoptado un código de ética que se aplica a todos nuestros empleados, incluyendo nuestro director general, director financiero, director de contabilidad y las personas que realizan funciones similares, así como a directores y otros funcionarios. Hemos publicado este código de ética en nuestro sitio web: LUMISB877EC49ENIE.htm http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/. Copias de nuestro código de ética se puede obtener escribiendo a la dirección que figura en la portada de este Formulario 20-F. No hemos concedido ninguna exención implícita o explícita de cualquier disposición de nuestro código de ética desde su adopción.

TEMA 16C.

PRINCIPALES HONORARIOS Y SERVICIOS

El siguiente cuadro muestra, por categoría de servicio de los honorarios por servicios prestados a Eletrobrás por PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes y BDO Trevisan Auditores Independientes, respectivamente, durante el año fiscal que terminó el 31 de diciembre de 20091 y 20082.

20091

20082

(R $) Honorarios de auditoría.......................................................................................... 5.,000,000.00 Honorarios Relacionados con Auditoría ................................................................ Tasas de impuestos ................................................................................................ Otros Honorarios.................................................................................................... -

705.483.61 -

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

705,483.61

5.000.000.00

Honorarios de auditoría Honorarios de auditoría consisten en los honorarios totales facturados por PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes y BDO Trevisan Auditores Independientes, respectivamente, en relación con la auditoría de nuestros estados financieros anuales y los controles internos, los exámenes intermedios de nuestra información financiera trimestral cartas comodidad, los procedimientos relacionados con la auditoría de dispuesto en los ingresos fiscales en relación con la auditoría y la revisión de nuestros estados financieros.

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Honorarios Relacionados con Auditoría Sin cargos relacionados con la auditoría, fueron pagados a PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes o BDO Trevisan Auditores Independientes, nuestros auditores anteriores, para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009 y 2008. Tasas de impuestos Sin cargos de impuestos, fueron pagados a PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes o BDO Trevisan Auditores Independientes, nuestros auditores anteriores, para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009 y 2008. Otros Honorarios No hay otros cargos, fueron pagados a PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes o BDO Trevisan Auditores Independientes, nuestros auditores anteriores, para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009 y 2008. Pre-aprobación de Políticas y Procedimientos El 27 de abril de 2005, se adoptó un código de ética que se aplica a todos nuestros empleados, incluyendo nuestro director general, director financiero, director de contabilidad y las personas que realizan funciones similares, así como a directores y otros funcionarios. El objetivo de este código es: (i) para reducir la posibilidad de la mala interpretación de los principios éticos, como resultado de la interpretación subjetiva, personal, (ii) ser un referente formal e institucional para el desarrollo profesional de nuestros empleados, incluyendo la ética manejo de conflictos reales o aparentes de intereses, (iii) para proporcionar un nivel de nuestras relaciones internas y externas con nuestros accionistas, inversores, clientes, empleados, socios, proveedores, prestadores de servicios, sindicatos, competidores y la sociedad, el gobierno y la comunidades en las que operamos, y (iv) asegurar que las preocupaciones diarias con la eficiencia, la competitividad y la rentabilidad no invalidan el comportamiento ético. Nuestro código de ética está disponible de forma gratuita, solicitando una copia de nuestro Departamento de Relaciones con los inversores en la siguiente dirección: Avenida Presidente Vargas, 409, piso 9, Edificio Herm. Stolz, CEP 20071-003 Río de Janeiro, RJ, Brasil, Teléfono: +55 21 2514 6331 o +55 21 2514 6333, fax: +55 21 2514 5964, y e-mail: [email protected]. 1 2

2009 el año fiscal de auditoría realizado por Pricewaterhouse Coopers Auditores Independientes. 2008 el año fiscal de auditoría realizada por BDO Trevisan Auditores Independientes.

También hemos creado, en 2008, un "canal de denunciante" con el fin de recibir las "quejas", por cualquier persona (siempre que dicha queja se informó por primera vez al Consejo Fiscal), con respecto a cualquier "conducta deshonesta o no ética", lo que representa ", la contabilidad interna controles o auditorías "y cualquier comunicación igualmente confidencial y anónima de las" preocupaciones "del mismo tipo por nuestros empleados y afiliados. El "Canal de Denuncias", se puede acceder a través de nuestra página web o mediante carta enviada a nuestra oficina central marcado para la atención de nuestro Consejo Fiscal. Desde su creación, 8 números fueron reportados a nuestro "Canal de Denuncias", todas ellas relacionadas con la conducta personal y por lo tanto no tienen un impacto financiero en los resultados de nuestras operaciones. TEMA 16D.

EXENCIÓN DE LOS ESTÁNDARES DE LOS COMITÉS DE AUDITORÍA

Hemos designado y facultado a nuestro Consejo Fiscal para realizar el papel de un comité de auditoría de conformidad con la Regla 10A-3 de la Ley de Valores. Estamos obligados por la SEC y la NYSE normas de auditoría comité de empresa para cumplir con la Regla 10A-3 de la Ley de Valores, la cual requiere que, o bien establecer un comité de auditoría, integrado por miembros de nuestro Consejo de Administración, que cumpla con los requisitos especificados o designar y capacitar a nuestro Consejo Fiscal para realizar el papel del comité de auditoría en la dependencia de la exención establecida en la Regla 10A-3 (c) (3) de la Ley de Valores. Creemos que nuestro Consejo Fiscal cumple con la independencia y otros requisitos de la Regla 10A-3 de la Ley de Valores, que se aplicaría en ausencia de nuestra dependencia de la exención. TEMA 16E.

COMPRAS DE INSTRUMENTOS DE CAPITAL POR EL EMISOR Y COMPRADORES AFILIADOS

No se aplica. TEMA 16F.

CAMBIO EN EL CONTADOR DE CERTIFICACIÓN DE REGISTRO DE

El 27 de marzo de 2009, nuestro Consejo de Administración aprobó la participación de PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes como nuestra firma independiente de contabilidad registrado para el 31 de diciembre de 2009. Nuestro consejo de administración decidió no renovar el compromiso de BDO Trevisan Auditores Independientes, ya que determinó que para los próximos cinco años todos los de nuestras subsidiarias deben ser auditados por la firma independiente de contabilidad mismo registro. BDO Trevisan Auditores Independientes se le impidió el cumplimiento de esta función, ya que ya había cumplido dos de los 5 años permitido por el artículo 31 de la Instrucción CVM 308/99 N º. El informe de BDO Trevisan Auditores Independientes sobre los estados financieros al y por el año 31 de diciembre de 2008 no contienen una opinión adversa o una abstención de opinión y no calificado o modificado en cuanto a alcance de la auditoría de incertidumbre, o los principios de contabilidad. Nos pidió que BDO Trevisan Auditores Independientes nos proporcionan una carta dirigida a la SEC que indica BDO Trevisan Auditores Independientes de acuerdo con las declaraciones anteriores. Una copia de la carta de BDO Trevisan Auditores Independientes se adjunta como Anexo 16.1 de este informe anual.

108

16G ITEM.

GOBIERNO CORPORATIVO

Consulte "9.C artículo, Mercados, importantes diferencias entre las prácticas de gobierno corporativo y la Bolsa de Nueva York estándares de gobierno corporativo. PARTE III TEMA 17.

ESTADOS FINANCIEROS

Ver "Sección 18, los estados financieros". TEMA 18.

ESTADOS FINANCIEROS

Por favor, consulte nuestros estados financieros consolidados comenzando en la página F-1. TEMA 19.

Exposiciones

1.1

Estatutos de Centrais Elétricas Brasileiras A. - Eletrobras (Inglés traducción), incorporada aquí por referencia de nuestro Informe Anual en el Formulario 20-F, presentado el 1 de julio de 2009, expediente No. 001-34129.

2.1

Modificado y Actualizado Contrato de Depósito de fecha 13 de agosto de 2007 entre Centrais Elétricas Brasileiras SA - Eletrobrás y JPMorgan Chase Bank, NA, incorporada aquí por referencia de nuestra Declaración de Registro en el Formulario 20-F, presentado 21 de julio 2008, Expediente N º 001 - 34129.

2.2

La cantidad total de títulos de deuda a largo plazo de nuestra compañía y sus filiales en cualquier otro instrumento no supere el 10% del total de activos de nuestra compañía y sus subsidiarias en forma consolidada. Estamos de acuerdo en facilitar copia de todos o alguno de esos instrumentos a la SEC bajo petición.

4.1

Tratado de Itaipú firmado por Brasil y Paraguay - Ley N ° 5.899 del 5 de julio de 1973, incorpora aquí como referencia de nuestra Declaración de Registro en el Formulario 20-F, presentado 21 de julio 2008, Expediente N º 001-34129.

8.1

Lista de las filiales.

12.1 Regla 13a-14 (a) / 15d-14 (a) Certificación del Director General de Centrais Elétricas Brasileiras A. - Eletrobras. 12.2 Regla 13a-14 (a) / 15d-14 (a) Certificación del Director Financiero de Centrais Elétricas Brasileiras A. - Eletrobras. 13.1 La sección 906, Certificación de Director Ejecutivo de Centrais Elétricas Brasileiras A. - Eletrobras. 13.2 La sección 906, Certificación de Director Financiero de Centrais Elétricas Brasileiras A. - Eletrobras. 16.1 Carta del auditor respecto al cambio de Auditor Externo

109

Firmas El registrante certifica que cumple con todos los requisitos para presentar el Formulario 20-F y que ha dispuesto que, y autorizó al suscrito para que firme este informe anual en su nombre.

Centrais Elétricas Brasileiras A. ELETROBRAS Por: Nombre: Título: Fecha: 30 de junio 2011

Por: Nombre: Título:

110

/ S / José da Costa Carvalho Neto José da Costa Carvalho Neto Director Ejecutivo / S / ARMANDO CASADO DE ARAÚJO Armando Casado de Araújo Director Financiero

Estados Financieros Consolidados Centrais Elétricas Brasileiras A.ELETROBRAS y Subsidiarias 31 de diciembre 2009, 2008 y 2007 con el Informe de los Auditores Independientes

Centrais Elétricas Brasileiras A.- ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Los estados financieros consolidados 31 de diciembre 2009, 2008 y 2007 Contenido

Informe de los Auditores Independientes público de y para los años terminados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

F-1

Informe de los Auditores Independientes público y para el 31 de diciembre de 2008 y 2007

F-3

Estados financieros auditados Balances generales consolidados Cuentas de resultados consolidadas Estados de cambios en el patrimonio neto Estados consolidados de flujo de caja Notas a los estados financieros consolidados

F-4 F-6 F-7 F-9 F-10

Informe de los Auditores Independientes pública Al Consejo de Administración y Accionistas de Eletrobras-Centrais Elétricas Brasileiras A. En nuestra opinión, los estados consolidados de situación financiera y los estados consolidados de ingresos, las cuentas anuales consolidadas de flujo de caja, estados de cambios en las declaraciones de patrimonio y de pérdidas y ganancias (pérdidas) presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Eletrobras SA y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2009 y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América. Además, en nuestra opinión, la Compañía no mantuvo, en todos los aspectos, un control interno efectivo sobre la información financiera al 31 de diciembre de 2009, sobre la base de criterios establecidos en el Control Interno-Marco Integrado emitido por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (COSO), debido a las debilidades materiales en el control interno sobre los informes financieros existentes a esa fecha, en relación con lo siguiente: (i) la falta de un entorno de control interno eficaz, teniendo en cuenta que el control interno deficiencias no fueron remediados de manera oportuna, la Compañía no definen adecuadamente la responsabilidad con respecto a sus controles internos sobre los informes financieros y las líneas de comunicación necesarias en toda la organización, la Sociedad no ha adecuado realizar una evaluación de riesgos para identificar los riesgos con el fin de garantizar que los controles efectivos fueron diseñados e implementados adecuadamente que prevenir y detectar errores significativos en sus estados financieros, y la Compañía no tenía suficiente diseñar y mantener políticas eficaces de tecnología de la información, incluidos los relacionados con la segregación de funciones, la seguridad y la concesión y el control de acceso a sus programas de aplicación y datos financieros, (ii) la falta de efectivo de revisión y los procesos de seguimiento y documentación relacionada con el registro de entradas de diario recurrentes y no recurrentes, (iii) la falta de controles efectivos para garantizar la integridad / exactitud de los depósitos judiciales y demandas legales, incluyendo revisiones periódicas / actualizaciones de ellos y las pérdidas esperadas para fines de acumulación, (iv) la falta de controles efectivos para garantizar la integridad / o exactitud de la revisión / evaluación de los beneficios posteriores al retiro, los planes (planes de pensiones), patrocinado por la Compañía, incluyendo una revisión detallada de las hipótesis actuariales, la reconciliación entre los informes de valoración actuarial y los registros contables, así como el flujo de caja para el pago de las cuotas, (v) la falta de controles efectivos en la Unidad de Negocio de la Itaipú Binacional con respecto a su contable de las propiedades, planta y la falta de equipo, y (vi) de controles efectivos para asegurar el examen apropiado / observación permanente en relación a la preparación de los estados financieros de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (EE.UU GAAP) y las revelaciones relacionadas y complementar la falta de personal interno con un nivel suficiente de conocimiento de la contabilidad en EE.UU GAAP. Una debilidad material es una deficiencia, o una combinación de deficiencias en el control interno sobre los informes financieros, de tal manera que hay una posibilidad razonable de que un error importante de los estados financieros anuales o intermedios no se pueden prevenir o detectar en forma oportuna. Las debilidades materiales antes mencionados se describen en el "Informe de la administración sobre el control interno sobre los informes financieros" el acompañante. Se consideró que estas debilidades importantes en la determinación de la naturaleza, oportunidad y alcance de las pruebas de auditoría aplicados en nuestra auditoría de los estados financieros de 2009 consolidado, y nuestra opinión sobre la efectividad del control interno de la compañía sobre la información financiera no afecta a nuestra opinión sobre los consolidados los estados financieros. Administración de la Compañía es responsable de los estados financieros, para mantener un control interno efectivo sobre la información financiera y por su evaluación de la efectividad del control interno sobre los informes financieros, incluidos en el informe de la administración mencionada. Nuestra responsabilidad es expresar opinión sobre estos estados financieros y sobre el control interno de la Compañía sobre los informes financieros basados en nuestra auditoría integral. Hemos realizado nuestra auditoría de acuerdo con las normas de la Junta de Public Company Accounting Oversight (Estados Unidos). Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener seguridad razonable sobre si los estados financieros están exentos de errores importantes y de que un control interno efectivo sobre la información financiera se mantuvo en todos los aspectos. Nuestra auditoría de los estados financieros consolidados que se incluyen el examen, con base en pruebas selectivas, la evidencia que respalda los montos y revelaciones en los estados financieros consolidados, evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas efectuadas por la administración y la evaluación de la presentación general de los estados financieros consolidados. Nuestra auditoría del control interno sobre los informes financieros incluyó la obtención de un entendimiento del control interno sobre los informes financieros, la evaluación del riesgo que existe una debilidad material, y las pruebas y la evaluación de la efectividad del diseño y de operación de control interno basado en el riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluyó la realización de otros procedimientos que consideramos necesarios en las circunstancias. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para sustentar nuestra opinión. El control interno sobre los informes financieros es un proceso diseñado para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de la información financiera y la preparación de estados financieros para propósitos externos de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados. El control interno sobre los informes financieros incluye aquellas políticas y procedimientos que (i) se refieren al mantenimiento de registros que, en detalle razonable, precisa y justa las transacciones y disposiciones de los activos de la empresa, (ii) proporcionar una seguridad razonable de que las transacciones se registran cuando sea necesario para permitir la preparación de los estados financieros de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados, y que los ingresos y los gastos de la compañía se realizan solamente de acuerdo con autorizaciones de la administración y los directores de la empresa, y (iii) proveer una seguridad razonable sobre la prevención o detección oportuna de la adquisición, uso o disposición de activos de la compañía que podrían tener un efecto material sobre los estados financieros. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre los informes financieros no pueden prevenir o detectar errores. Asimismo, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a cambios en las condiciones, o que el grado de cumplimiento de las políticas o procedimientos se puede deteriorar.

F-1

Río de Janeiro, 30 de junio 2011 PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes / S / PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes

F-2

BDO Auditores Independientes Rua 7 de Setembro, de 71 años 15 º e 21 º piso - centro Río de Janeiro - RJ - Brasil 20050-005 Tel:. +55 (21) 2509-9627 Fax:. +55 (21) 2221-1395 www.bdobrazil.com.br PARECER DE AUDITORIA INDEPENDIENTE A los Accionistas y la gestión de Centrais Elétricas Brasileiras A. - ELETROBRÁS 1

Hemos examinado los balances generales consolidados de Centrais Elétricas Brasileiras SA. - ELETROBRAS y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y los estados consolidados de resultados, patrimonio neto y de efectivo por el año terminado en esa fecha. Estos estados financieros son responsabilidad de la administración de la Compañía. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados financieros con base en nuestras auditorías.

2

Nuestros exámenes fueron realizados de acuerdo con las normas de la Junta de Public Company Accounting Oversight (Estados Unidos). Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener seguridad razonable sobre si los estados financieros están exentos de errores significativos. La Compañía no está obligada a tener, ni se nos comprometimos a realizar una auditoría de su control interno sobre los informes financieros. Una auditoría incluye el examen de control interno sobre la información financiera como base para diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Compañía sobre los informes financieros. Por lo tanto, no expresamos tal opinión. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, la evidencia que respalda los montos y revelaciones en los estados financieros, evaluación de los principios de contabilidad utilizados y las estimaciones significativas efectuadas por la administración, así como evaluar la presentación general de los estados financieros. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para sustentar nuestra opinión.

3

En nuestra opinión, los estados financieros antes mencionados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo para cada uno de los años terminados en esas fechas, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América.

4

Como se mencionó en la Nota 3 a los estados financieros, el 2008 y 2007, los estados financieros han sido actualizados para la corrección de un error.

BDO Auditores Independientes / S / BDO Auditores Independientes Río de Janeiro,Brasil 30 de junio 2009, a excepción de notas 2.v), 2.z) y 3, que la fecha de presentación de informes el 31 de marzo de 2011.

F-3

Centrais Elétricas Brasileiras SA. - ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Balances generales consolidados 31 de diciembre 2009 y 2008 (En miles de reales)

Nota Bienes Los activos corrientes ............................................................................................................. 4 Efectivo y equivalentes de efectivo .................................................................................... 5 Efectivo restringido ............................................................................................................ 6 Cuentas por cobrar, neto ................................................................................................... 7 Inversiones Financieras ..................................................................................................... 10 Diferidos activos reguladores ............................................................................................ 11 Los préstamos por cobrar y financiamientos ..................................................................... 12 Impuestos por recuperar.................................................................................................... Materiales y suministros .................................................................................................... Otros deudores .................................................................................................................. Cuenta el consumo de combustible ................................................................................... Compensación de la derecha ............................................................................................ Los gastos pagados........................................................................................................... Valor razonable de los derivados ...................................................................................... Los depósitos judiciales ..................................................................................................... 8 Los inventarios de combustible nuclear ............................................................................. Otros activos corrientes .....................................................................................................

2009

2008 (Actualizado) 1

8.183.224 1.341.719 4.732.434 7.662.640 2.155 1.351.995 1.035.622 865.187 590.826 375.558 946.212 88.176 227.540 57.150 365.213 504.612 28.330.263

5.593.569 734.386 4.991.458 7.439.509 25.124 1.463.667 1.741.195 767.283 388.920 554748 516.766 76.874 52.640 172.593 323.604 1.048.965 25.891.301

14 Propiedades, planta y equipo, neto ........................................................................................

74.434.654

78.624.207

13 Inversiones en empresas asociadas ......................................................................................

9.456.471

8.103.288

17.913.832 1.762.580 3.922.946 1.457.100 687.291 2.724.569 755.434 1.941.084 1.074.402 228.020 1842.309 478.038 34.787.605

23.609.493 2.293.343 4.354.362 919377 262.171 1.333.323 725.142 1.345.725 572.279 40.050 4.312.809 828.559 40.596.633

147.008.994

153.215.429

Los activos no corrientes ........................................................................................................ 10 Diferidos activos reguladores ............................................................................................ 6 Cuentas por cobrar, neto ................................................................................................... 11 Los préstamos por cobrar y financiamientos ..................................................................... Los depósitos judiciales ..................................................................................................... 7 Inversiones Financieras ..................................................................................................... 9 Sobre la renta y contribución social ................................................................................... 8 Combustible almacenado nuclear y suministros................................................................ 12 Impuestos por recuperar.................................................................................................... Cuenta el consumo de combustible ................................................................................... 27 bis Valor razonable de los derivados ...................................................................................... Derechos de compensación .............................................................................................. Otros activos no corrientes ................................................................................................

El total de activos Nota Pasivo y patrimonio neto ........................................................................................................ Pasivo exigible ....................................................................................................................... Proveedores ......................................................................................................................

F-4

2009

2.918.898

2008 (Actualizado) 1

1.925.416

Nota

2009

2008

1.257.182 1.348.641 12.941 76.036 923.535 50.726 2.871.209 1.264.046 221.973 914.839 1.040.360 40.050 108.827 326.610

2.075.726 2.664.233 85.205 72.236 670.482 44.980 1.716.616 923.344 269.062 1.174.963 693.444 296.134 104.984 439.086

13.375.874 Pasivos a largo plazo ................................................................................................................ 980.201 Impuestos por pagar ............................................................................................................. 17 1.502.229 Sobre la renta y contribución social ...................................................................................... 9 25.532.934 Préstamos y financiación ...................................................................................................... 15 127.358 Préstamos obligatorios ......................................................................................................... 22 1344571 Tesorería de la Federación créditos ..................................................................................... 18 908.832 Cuenta el consumo de combustible ...................................................................................... 3.326.006 Empleado beneficios post-retiro ........................................................................................... 20 978.980 Energía prevé vender ........................................................................................................... 7.656.946 Reserva Global de Reversión ............................................................................................... 31 323.327 Desmantelamiento de las centrales nucleares ..................................................................... 19 228.020 Los ingresos diferidos a partir de derivados implícitos ......................................................... 27 bis 4.712.825 Anticipos para futuros aumentos de capital .......................................................................... 23 1.639.448 Obligaciones de arrendamiento financiero ........................................................................... 16 4.066.556 Contingencias prestación ..................................................................................................... 21 La remuneración de los accionistas y dividendos ................................................................. 7.697.579 Otros pasivos a largo plazo .................................................................................................. 2.809.555

13.155.911

63.835.366

70.329.039

Patrimonio de los accionistas .................................................................................................... 26.156.567 El stock de capital ................................................................................................................. 24 bis Prima en colocación de acciones ......................................................................................... 25.750.918 Utilidades retenidas .............................................................................................................. 19.486.518

26.156.567 26.100.436 19.522.580

Impuestos por pagar ............................................................................................................. 17 Préstamos y financiación ...................................................................................................... 15 Préstamos obligatorios ......................................................................................................... 22 Tesorería de la Federación créditos ..................................................................................... 18 Cuenta el consumo de combustible ...................................................................................... Empleado beneficios post-empleo ........................................................................................ 20 La remuneración de los accionistas y dividendos ................................................................. 24 Remuneración y el reembolso .............................................................................................. Investigación y desarrollo ..................................................................................................... Honorarios según normativa................................................................................................. Obligaciones estimadas........................................................................................................ Los ingresos diferidos derivados de Embebido .................................................................... Obligaciones de arrendamiento financiero ........................................................................... 16 Otros pasivos corrientes .......................................................................................................

1.616.694 1.240.848 29.892.516 129.866 2854.201 1.432.982 4.132.733 1.018.488 7.193.770 266.168 40.050 4.287.353 1.686.523 4.453.361 9.336.858 746.627

Las pérdidas acumuladas ..................................................................................................... (4.267.456) 2.483.744 Otros ingresos integrales acumulados (pérdida) .................................................................. 3 (y) (i)

(2.299.573) (38.451)

El patrimonio neto total de la empresa ' ................................................................................ 69.610.291 187.463 Participación no controladora en las subsidiarias .................................................................

69.441.559 288.921

Total del pasivo y patrimonio neto ............................................................................................. 147.008.995

153.215.429

1

Véase la Nota 3

Las notas adjuntas son parte integrante de los estados financieros consolidados. Centrais Elétricas Brasileiras SA. - ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Cuentas de resultados consolidadas 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007 (En miles de reales, excepto para las ganancias por mil de la cuota) Nota

2009

F-5

2008

2007

Nota

2009

2008 (Actualizado) 1

2007 (Actualizado) 1

Estado de Resultados Consolidado .............................................. Los ingresos operativos netos ....................................................... Las ventas de electricidad ........................................................ Otros ingresos de explotación .................................................. Los impuestos sobre los ingresos ............................................ Tasas reguladoras de los ingresos ...........................................

27.099.094 1.577.550 (2.552.021) (1.292.859)

31.615.696 993.180 (2.449.417) (1.191.673)

26.778.542 760.840 (2.009.813) (1.260.043)

Los ingresos totales netos de explotación .....................................

24.831.764

28.967.786

24.269.526

(2.688.397)

(5.685.215)

(3.276.345)

(742.372) (1.270.463) (3.476.954)

(1.158.856) (1.101.220) (3.808.989)

(820.780) (951.599) (3.067.167)

(7.115.042) (395.026) (2.401.250) (237.872) (1.806.482) (266.293) (888,064)

(6.047.795) (405.793) (773.860) (217.913) (1.722.240) (770.231) (686,621)

(5.409.535) (432.318) (796.273) (198.990) (1.677.902) (899.508) (1,791,089)

Los costos totales y gastos de operación ......................................

(21.288.214)

(22.378.733)

(19.321.506)

Los ingresos financieros (gastos), neto ......................................... 26

(6.056.298)

4.796.592

(3.344.234)

Utilidad (pérdida) antes de impuestos sobre la renta y contribución social .................................................................

(2.512.748)

11.385.645

1.603.786

Impuestos sobre la renta y contribución social .............................. Corriente ................................................................................... 9a

1.083.337

(2.766.506)

Costos y gastos operativos ........................................................... Electricidad comprada para su reventa .................................... 25 bis Combustible para la producción de energía 25d eléctrica ............................................................................... Uso de la red básica de transmisión ......................................... Depreciación y amortización..................................................... 14 Nómina y cargos relacionados / servicios de 25b terceros / Materiales y suministros ...................................... Pérdida diferida de Itaipú .......................................................... Las provisiones de tráfico ......................................................... 25c Donaciones y contribuciones .................................................... Remuneración y el reembolso .................................................. Discapacidad ............................................................................ Otros gastos de explotación y gastos .......................................

(109.148) Diferido .................................................................................................... 9a

(617.214)

974.190 (1.538.558) (Pérdida) neta de ingresos para el año ........................................................

(3.383.720) 8.001.925

Neto (pérdida) neta atribuible a la participación no (94.927) controladora en las subsidiarias ..............................................................

(12.833)

Neto (pérdida) neta atribuible a los accionistas de la (1.633.485) Compañía ................................................................................................ Menos dividendos prioritarios de acciones (315.142) preferentess............................................................................................. Preferencia A ........................................................................................... (272) (314.870) B preferido ............................................................................................... Restantes (pérdida) utilidad neta a asignarse (1.948.627) igualmente a acciones ordinarias y preferentess..................................... Denominador El promedio ponderado de acciones en circulación 905.023.527 Común ..................................................................................................... 146.920 Preferencia A ........................................................................................... 227.186.643 B preferido ............................................................................................... 1.132.357.090 1

Véase la Nota 3

Las notas adjuntas son parte integrante de los estados financieros consolidados.

F-6

7.989.092 (315.142) (272) (314.870)

(2.037.796) 1.141.386 (896.410) 707.377 15.786

723.163 (289.059) (252) (288.807)

7.673.950

434.103

905.023.527 146.920 227.186.643

905.023.527 146.920 224.328.055

1.132.357.090

1.1294.98.502

Centrais Elétricas Brasileiras SA. - ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Estados de cambios en el patrimonio neto 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007 (En miles de reales)

2009

2008 (Corregido) 1

2007 (Corregido) 1

El stock de capital ........................................................................................................ Recomendados ....................................................................................................... 6.737.222 Saldo al inicio del año ......................................................................................... 6.737.222 Saldo al final del año...........................................................................................

6.737.222 6.737.222

6.737.222 6.737.222

Común ..................................................................................................................... 19.419.345 Saldo al inicio del año ......................................................................................... Transferencia de resultados no asignados .........................................................-

17.498.607 1.920.738

17.498.607 -

19.419.345 Saldo al final del año........................................................................................... 26.156.567

19.419.345 26.156.567

17.498.607 24.235.829

Prima en colocación de acciones ................................................................................. 25.750.918 Saldo al inicio del año .............................................................................................. Ampliaciones de capital ...........................................................................................25.750.918 Saldo al final del año ...............................................................................................

25.609.880 141.038 25.750.918

25.609.880 25.609.880

Utilidades retenidas ...................................................................................................... Las reservas de beneficios ...................................................................................... 19.522.580 Saldo al inicio del año ......................................................................................... Transferencia de resultados no asignados .........................................................Traslado al stock de capital ................................................................................(36.062) Otras transferencias............................................................................................ 19.486.518 Saldo al final del año...........................................................................................

17.499.537 2.361.937 1.920.738 1.581.738 19.522.580

16.632.738 866.799 17.499.537

(1.782.220) 7.989.092 (2.361.937)

(1.,534.203) 723.162 (866.799)

(1.865.573)

(538.104)

(2.226.585)

(2.015.745)

(2.052.350) (2.299.573)

2.449.469 (1.782.220)

Otros ingresos integrales acumulados (pérdida) .......................................................... (38.451) Saldo al inicio del año .............................................................................................. 2.522.195 Ajustes de años .......................................................................................................

2.013.899 (2.052.350)

(435.570) 2.449.469

2.483.744 Saldo al final del año .................................................................................................... 3.579.320 Invesments ajuste ......................................................................................................... (15.043) Ajuste de la conversión................................................................................................. (1.080.533) Plan de Pensiones ........................................................................................................ 2.483.744 Otros ingresos acumulados ...............................................................................................

(38.451) 2.331.022 (2.369.473) (38.451)

2.013.899 2.449.469 (435.570) 2.013.899

El interés minoritario en subsidiarias ................................................................................. 288.921 Saldo al inicio del año ................................................................................................... (94.927) Utilidad (pérdida) alocated a participaciones no mayoritarias ....................................... (6.531) Los dividendos pagados ............................................................................................... 187.463 Saldo al final del año .................................................................................................... 69.797.754 El patrimonio neto al final del año .....................................................................................

307.118 (12.833) (5.364) 288.921

293.956 15.786 (2.624) 307.118

Las pérdidas acumuladas............................................................................................. (2.299.573) Saldo al inicio del año .............................................................................................. (1.633.485) La ganancia neta atribuible a los accionistas de la empresa ' ................................. (36.062) Transferencia a utilidades acumuladas ................................................................... Dividendos e intereses sobre el capital atribuible a accionistas (298.336) de la Compañía " ................................................................................................ Participaciones realizadas, ganancias (pérdidas) que surjan durante el año ......................................................................................................................Ajuste de reclasificación por (ganancias) pérdidas incluidas en OCI .....................................................................................................................(4.267.456) Saldo al final del año ...............................................................................................

Estados consolidados de resultados integrales 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007

F-7

69.380.962

67.884.043

(En miles de reales)

2009

2008

2007

(Pérdida) neta de ingresos para el año .................................................................................(1.633.485)

7.989.092

Otros resultados integrales Ganancia (pérdida) en inversiones disponibles para la venta ...............................................1.248.298 Superávit (déficit) debido a la acumulación del Plan de Pensiones ......................................1.288.940 Ajuste de la conversión ......................................................................................................... (15.043)

(115.532) (1.936.818)

2.449.469 -

El resultado integral total para el año .................................................................................... 888.710

5.936.742

3.172.632

Las notas adjuntas son parte integrante de los estados financieros consolidados.

F-8

723.163

Centrais Elétricas Brasileiras SA. - ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Estados consolidados de flujo de caja 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007 (En miles de reales) 2009 (1.538.558) Pérdidaneta de ingresos para el año ............................................................................... Ajustes para conciliar la utilidad neta con el efectivo neto provisto por actividades operativas ........................................................................................... Depreciación y amortización .............................................................................3.476.954 Variaciones en los tipos de los préstamos, neto ...............................................3.603.064 Las provisiones de tráfico .................................................................................2.401.250 Provisión para el plan de pensiones complementarias ..................................... 315.833 Reparto de utilidades a los empleados ............................................................. 207.482 Dividendos a pagar los gastos financieros ........................................................1.467.632 Los ingresos de Itaipú para compensar ............................................................ 395.026 Los impuestos sobre la renta y contribución social ...........................................(974.190) Activos reguladores / Liabilitity .......................................................................... 784.895 Otros .................................................................................................................(739.099)

2008

2007

(Corregido) 1 8.001.925

(Corregido) 1 707.377

3.808.989 (6,955,744) 773.860 (10.029) 176.817 1.599.504 405.793 3.383.720 (1.338.020) (564.129)

3.067.167 2.211.975 (796.273) 175.230 (159.926) 1.370.808 432.818 814.447 (287.746) (507.729)

Disminución (aumento) de activos Cuentas por cobrar .....................................................................................................1.352.053 Proveedores de materiales y ...................................................................................... (97.904) Impuestos por recuperar............................................................................................. 110.214 Derivados de los activos .............................................................................................(362.870) Derechos Compensantion ..........................................................................................(429.446) Otros activos corrientes .............................................................................................. 357.266 Otros activos no corrientes .........................................................................................(175.598)

(228.451) (119.508) (170.426) 499.330 (337.306) (4.184.175) 926.801

(2.667.350) 77.843 98.874 (416.280) 97.802 4.830.931 (430.098)

Aumento (disminución) de pasivos Préstamos obligatorios ............................................................................................... (74.772) Cuentas por pagar ...................................................................................................... 993.482 (2.169.567) Impuestos y contribuciones a pagar ........................................................................... Contingencias prestación ...........................................................................................(386,806) Pasivos del plan de pensiones ...................................................................................(800,981) (1.505.830) Tesorería de la Federación créditos ........................................................................... Remuneración y el reembolso .................................................................................... 340.702 Derivados de pasivos ................................................................................................. (68.114) Otros pasivos corrientes ............................................................................................. 180.281 Otros pasivos no corrientes ........................................................................................(506.499)

(84.013) 22.173 (307.169) 480.121 1.835.030 2.141.298 479.119 (440.538) 176.453 95.912

(100.859) (253.065) (2.237.764) (445.615) 1.583.494 (274.208) 295.560 231.578 653.222 (806.320)

Dinero en efectivo por actividades operativas .................................................................6.060.973

10.054.604

7.281.679

(1.161.036) Adquisición de inversiones en sociedades ................................................................. (4.998.588) Adquisición de propiedades, planta y equipo ............................................................. Préstamos y cuentas por cobrar de financiación previstas para los afiliados .............(561.732) Préstamos y financiamientos recibidos de filiales .......................................................1.256.263 Adquisición de activos intangibles ..............................................................................(176.532) Recibo de retorno de la inversión en las empresas ....................................................1.359.579 Efectivo restringido .....................................................................................................(607.333) El pago de los depósitos judiciales .............................................................................(431.924) Otros ........................................................................................................................... 5.994

(740.928) (4.107.586) (1.062.135) 5.902.297 (15.091) 744.213 95.679 (23.453) (93.827)

900.294 (3.521.642) 184.179 (341.224) (19.686)

(5.315.309) Flujo de efectivo por actividades de inversión (utilizados en) ..........................................

699.169

(2.798.079)

Préstamos a largo plazo y la financiación obtenida ....................................................3.114.730 El pago de los préstamos y financiaciones - principal ................................................(797.337) (1.058.099) El pago de obligaciones financieras ........................................................................... (1.132.677) El pago de las remuneraciones de los accionistas y dividendos ................................ Por cobrar de las obligaciones de financiación ........................................................... 574.508 El pago de la refinanciación - Impuestos y contribuciones - principal ......................... (97.480) Recibido de la Reserva Global de Reversión (RGR) .................................................. 825.548

2.999.503 (1.066.550) (8.661.237) (1.224.532) 69.666 (96.501) (65.256)

1.503.372 (1.463.326) (3.682.839) (751,127) (807.126) (129.505) 875.571

F-9

2009 Atención a la Reserva Global de Reversión (RGR) a las obligaciones.......................(945.791) Pago de las cuotas de arrendamiento financiero ........................................................ (43.232) Otros ...........................................................................................................................1.403.821

2008 (202.838) (26.062) (274.425)

2007 (1.023.672) (20.537) (813.468)

Flujo de efectivo por actividades de financiamiento (utilizados en) .................................1.843.991

(8.548.232)

(6.312.657)

2.589.655 Aumento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo ............................................... 5.593.569 Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del año ...............................................................

2.205.541 3.388.028

(1.829.057) 5.217.085

8.1832.24 Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año .....................................................................

5.593.569

3.388.028

Efectivo pagado por 1.058.099 Interés..................................................................................................................................... 907.258 Impuestos sobre la renta y contribución social .......................................................................

729.702 742.210

1.895.067 1.282.137

1 Véase la Nota 3 Las notas adjuntas son parte integrante de los estados financieros consolidados. Centrais Elétricas Brasileiras S.A, - ELETROBRAS Y SUBSIDIARIAS Notas a los estados financieros consolidados 31 de diciembre 2009, 2008 y 2007 (Cifras expresadas en miles de reales, a menos que se indique lo contrario) 1.

La Compañía y sus operaciones Eletrobrás es una empresa que cotiza en bolsa con sede en el Sector Comercial Norte, Quadra 4, Bloco B - 100, sala 203 - Asa Norte, Brasilia (Distrito Federal), con acciones negociadas en la São Paulo - Brasil,Nueva York - Estados Unidos de América y Madrid - España, Los mercados bursátiles. El objetivo de ELETROBRAS es la realización de estudios, proyectos, construcción y operación de plantas de energía eléctrica de transmisión y líneas de distribución, así como las operaciones subyacentes a la comercialización derivadas de las mismas. Además, las actividades de Eletrobrás consisten en prestar asistencia al Ministerio de Minas y Energía en el diseño de la política del país para el sector de energía eléctrica, la concesión de préstamos y financiamiento, provisión de garantías, a nivel local o en el extranjero, así como la adquisición de bonos de empresas y de los titulares de la energía eléctrica pública servicios bajo el control de ELETROBRAS, la concesión de préstamos y garantías, a nivel local o en el extranjero, las instituciones de investigación científica y técnica en el control de ELETROBRAS, promover y apoyar la investigación en el sector de la energía en relación con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como estudios con el explotación de las cuencas hidrográficas para diversos fines, contribuyendo a la formación de personal técnico y mano de obra calificada que requiere el sector eléctrico brasileño eléctrica a través de programas de formación especializada o asistencia a las instituciones nacionales de educación o por medio de becas o la firma de convenios con instituciones extranjeras que promueven el desarrollo de la especializada personal técnico y administrativo, técnico y colaboración con las empresas en las que tenga intereses y con la agencia del Ministerio de Minas y Energía. La empresa es responsable de administrar los recursos del sector representado por RGR (Reserva Global de Reversión), CDE (Cuenta de Desarrollo Energético), UBP (uso de bienes públicos), CCC (Cuenta de Consumo de Combustible), que financian los programas del Gobierno Federal LUZ PARA TODOS (Universalización del acceso a energía eléctrica), RELUZ (Programa Nacional de Alumbrado Público Eficiente) y PROCEL (National Electric Programa de Preservación de energía) y los combustibles fósiles utilizados en el poder de los sistemas de generación aislada. Eletrobrás también gestiona PROINFA (Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica), un programa del Gobierno Federal que tiene por objeto mejorar la diversificación del modelo energético de Brasil y la búsqueda de soluciones regionales basadas en fuentes renovables de energía eléctrica producida por agentes independientes, de entrada disponibles y aplica la tecnología, ELETROBRAS tiene derecho a comprar y revender la energía así producida hasta el año 2026. Eletrobrás es el accionista mayoritario de Furnas Centrales Eléctricas SA - FURNAS, Centrais Elétricas do Norte do Brasil SA ELETRONORTE, Companhia Hidro Elétrica-do São Francisco - Chesf, Eletrosul Centrais Elétricas SA, Eletrobras Termonuclear SA - ELETRONUCLEAR, Companhia de Geração de Energía Térmica Eléctrica - CGTEE, Amazonas Energia SA (anteriormente denominada Manaus Energia SA), Eletroacre, CEAL, CEPISA y Cerón. La función básica de estas empresas es la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Eletrobrás es también el accionista mayoritario de Participaciones Eletrobras SA. - Eletropar, y es participante en la gestión compartida y el agente responsable de la comercialización de la energía eléctrica generada por Itaipú Binacional, en virtud del Acuerdo Internacional entre el Gobierno Federal de Brasil y Paraguay.

F-10

La Compañía posee indirectamente el control de la compañía Boa Vista Energia SA, controlada por ELETRONORTE, que operan en la distribución de energía eléctrica en el Estado de Roraima. La capacidad de las plantas ELETROBRAS sistema total instalada, teniendo en cuenta ITAIPU BINACIONAL y corresponde a aproximadamente 39.453 ELETRONUCLEAR MW, y la generación de energía eléctrica se basa en los siguientes supuestos: a)

Existencia de períodos, tanto durante el día y en un lapso de tiempo el año, donde la demanda de energía es mayor o menor vis-à-vis la planta o la capacidad de generación del sistema;

b)

Existencia de períodos en que el funcionamiento de la maquinaria se detiene para el mantenimiento preventivo o correctivo; y

c)

La disponibilidad de agua en el río donde se encuentra,

Producción de energía eléctrica en las plantas es la responsabilidad de la planificación de la energía eléctrica y la operación de programación, que establece períodos de tiempo anual a cada hora a través de todos los días-y los detalles, según lo determinado por el ONS - Operador Nacional del Sistema Eléctrico, ONS determina los volúmenes y las fuentes de generación necesarias para satisfacer la demanda del país de una manera óptima, en base a factores como los niveles de agua para las plantas hidroeléctricas, la capacidad de generación y el costo y la viabilidad de la transmisión a través del sistema interconectado.

Capacidad en MW (*)

Fin de la concesión

Operativo UHE Furnas ................................................................................................. Grande UHE Estreito ................................................................................................ Grande UHE Marimbondo......................................................................................... Grande UHE Itumbiara ............................................................................................. Paranaíba UHE Serra da Mesa ..................................................................................... Tocantins UHE Luiz Gonzaga ...................................................................................... São Francisco UHE Xingó ................................................................................................... São Francisco UHE Sobradinho .......................................................................................... São Francisco UHE Tucuruí ................................................................................................ Tocantins UHE Complexo Paulo Afonso ...................................................................... São Francisco UTE Santa Cruz ........................................................................................... Otras concesiones de generación ................................................................ -

1.216 1.050 1.440 2.082 618 1.479 3.162 .1050 8.370 3.880 932 5.166

07 2015 07 2015 03 2017 02 2020 05 2011 10 2015 10 2015 02 2022 07 2024 10 2015 07 2015 Hasta el año 2035

En construcción Simplício ...................................................................................................... Paraíba do Sul Baguari......................................................................................................... Doce Batalha .........................................................................................................São Marcos

334 140 53

08 2041 08 2041 08 2041

River (*)

30.972 (*) No auditados, La capacidad de transmisión del Sistema Eletrobrás es la siguiente:

Líneas (Km) (*)

Subestaciones (*)

Fin de la concesión

Furnas................................................................................................................... 19.348 Eletronorte ............................................................................................................ 10374 CHESF.................................................................................................................. 18939 Eletrosul ................................................................................................................ 10.369 Amazonas ............................................................................................................. 860

47 59 83 36 22

07 2015 07 2015 06 2037 07 2015 07 2015

59890

247

(*) No auditados, La distribución de la energía elétrica del Sistema Eletrobrás es la siguiente:

F-11

Empresa

Región geográfica

Eletroacre .................................................................................................... Estado deAcre Ceron ........................................................................................................... Estado deRondônia Ceal ............................................................................................................. Estado de Alagoas Cepisa.......................................................................................................... Estado de Piauí Amazonas Energia ...................................................................................... Estado de Manaus Boa Vista ..................................................................................................... Estado de Roraima (*) No Auditado

F-12

Ciudades asistida (*) 25 52 102 224 62 1

Concesión plazo 2015 2015 2015 2015 2015 2015

Subsidiarias consolidadas de la Compañía son las siguientes:

Filiales

Porcentaje de participación 2009

Centrais Elétricas do Norte do Brasil A. - ELETRONORTE ....................................................................... Companhia Hidroelétrica do São Francisco SA - CHESF.......................................................................... Furnas Centrales Eléctricas A. - FURNAS................................................................................................. Amazonas Energia, S. A. ........................................................................................................................... Boavista Energia, S. A. ..............................................................................................................................

99,03% 99,45% 99,54% 100% (c) 100% (b)

Companhia de Geração Térmica de Energía Eléctrica - CGTEE .............................................................. Eletrobrás Termonuclear, S. A. - ELETRONUCLEAR ............................................................................... ITAIPU BINACIONAL.................................................................................................................................

99,94% 99,81% 50% (d)

Eletrosul Centrais Elétricas A. - ELETROSUL ........................................................................................... SC Energia ................................................................................................................................................ RS Energia ................................................................................................................................................

99,71% 100% (e) 100% (e)

Companhia Energética do Piauí A. - CEPISA............................................................................................ Companhia Energética de Alagoas A. - CEAL........................................................................................... Centrales Eléctricas de Rondonia A. - CERON ......................................................................................... Companhia de Eletricidade do Acre SA - Eletroacre ................................................................................. FIDC FURNAS I ......................................................................................................................................... FIDC FURNAS II ........................................................................................................................................

98,56% 75,16% 99,96% 93,29% 100% (a) 100% (a)

Eletrobras Participaciones A. - Eletropar ...................................................................................................

81,61%

Nota: (a): Participación indirecta aunque FURNAS. Nota (b): Participación indirecta a través de Eletronorte. Nota (c): Anteriormente llamado Manaus Energia SA Nota (d): Joint venture participada a partes iguales por la ANDE y ELETROBRAS. Nota (e): Participación indirecta a través de ELETROSUL. 

Centrais Elétricas do Norte do Brasil SA ("ELETRONORTE") - Sus principales actividades son la generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica, con operaciones en la zona geográfica cubierta por los estados brasileños de Acre, Amapá, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima y Tocantins, a partir de 2003, con la eliminación gradual de los contratos de suministro - conocidos como contratos iniciales - a razón de 25% anual, ELETRONORTE comenzó a servir también a otras áreas geográficas en Brasil. ELETRONORTE tiene una subsidiaria en propiedad absoluta Boa Vista Energia SA - que opera en el negocio de distribución de energía eléctrica en el Brasileño Estado de Roraima.



Companhia Hidroelétrica do São Francisco SA ("CHESF") - Sus principales actividades son la generación y transmisión de energía eléctrica, el mayor mercado de la compañía se encuentra en el noreste de Brasil, especialmente en los estados brasileños de Bahia, Sergipe, Alagoas, Pernambuco, Paraíba, Rio Grande do Norte, Ceará y Piauí, a partir de 2003, con la eliminación gradual de sus contratos de suministro, contratos iniciales - a razón de 25% anual, CHESF comenzó a servir también a otras áreas geográficas en Brasil.



Furnas Centrales Eléctricas SA ("FURNAS") - Sus principales actividades son la generación, transmisión y commercialzation de energía eléctrica, con operaciones en el área geográfica cubierta por el Distrito Federal de Brasil y los estados brasileños de São Paulo, Minas Gerais, Río de Janeiro , Paraná, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso y Tocantins.



Companhia de Geração Térmica de Energía Eléctrica SA ("CGTEE") - Su actividad principal es la generación de energía eléctrica a través de medios distintos de la energía hidroeléctrica, con operaciones en la región sur de Brasil.



Amazonas Energia SA - Su actividad principal es la generación y distribución de energía eléctrica en el Brasileño Estado de Amazonas.



Eletrobras Termonuclear SA ("ELETRONUCLEAR") - Sus actividades principales son la construcción y operación de plantas de energía nuclear, la generación de energía eléctrica producida por ésta y la prestación de servicios de ingeniería relacionados, ELETRONUCLEAR ha desarrollado actividades en relación con la operación de Angra I y Angra

F-13

II de energía nuclear, así como con la construcción de Angra III, la energía generada por Eletronuclear se vende a través de FURNAS. 

Itaipú Binacional ("ITAIPU BINACIONAL") es una empresa conjunta participada a partes iguales por la ANDE y ELETROBRAS - Administración Nacional de Electricidad (una empresa propiedad del Gobierno de Paraguay), fue creado por un tratado internacional suscrito por los gobiernos de Brasil y Paraguay , que establece los términos generales y condiciones que se aplican a la Itaipú Binacional, Eletrobrás es responsable de adquirir y revender su participación (50%) de la energía eléctrica generada por Itaipú Binacional. Itaipú Binacional es el derecho a la exención total de impuestos en ambos países, de acuerdo con los términos del tratado internacional. Los accionistas de la ITAIPÚ BINACIONAL "equidad (" inversión de capital de riesgo ") no es suficiente para que pueda financiar sus actividades, por lo que necesita el apoyo financiero de ELETROBRAS y el Gobierno Federal de Brasil (ELETROBRAS" accionista mayoritario), de la deuda de ITAIPU BINACIONAL, de 42 % es financiado por ELETROBRAS (que obtiene los fondos del Tesoro Nacional y / o de los bancos internacionales, con la garantía del Tesoro Nacional), el 56% por el Tesoro Nacional y el 1% por otros acreedores, los garantes de la deuda en relación ELETROBRAS de Itaipú son los del Tesoro de Brasil y el Gobierno Federal de Brasil. Además, a pesar de que Eletrobrás es responsable de la comercialización de su participación (50%) de la energía eléctrica generada por Itaipú Binacional, la historia de la compañía ha sido responsable por el consumo de alrededor del 96% del total de la energía eléctrica generada por Itaipú Binacional.



Con base en las razones expuestas anteriormente, Itaipú Binacional se ha incluido en los estados financieros consolidados de ELETROBRAS, de acuerdo con ASC-810. Eletrosul Centrais Elétricas SA ("ELETROSUL") - Su actividad principal es la transmisión de energía eléctrica en un sistema de transmisión se extiende sobre 8.165 kilometros de líneas, con 36 subestaciones ubicadas en los estados brasileños de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul y Paraná. Desde febrero de 2009, Eletrosul tiene subsidiarias en propiedad absoluta SC Energia y RS Energia que opera en el negocio de transmisión de energía eléctrica en los estados brasileños de Santa Cantarina y Rio Grande do Sul, respectivamente.



Companhia Energética do Piauí SA ("CEPISA") tiene una concesión para proporcionar una distribución de energía eléctrica en el estado brasileño de Piauí, y es parte del Plan de Privatización Nacional de Brasil,



Companhia Energética de Alagoas A. ("CEAL") tiene una concesión para proporcionar una distribución de energía eléctrica en el Brasileño Estado de Alagoas, y es parte del Plan Nacional de Privatización de Brasil.



Centrales Eléctricas de Rondonia A. ("CERON") tiene una concesión para proporcionar una distribución de energía eléctrica en el Brasileño Estado de Rondônia, y es parte del Plan Nacional de Privatización de Brasil.



Companhia de Eletricidade do Acre SA ("Eletroacre") tiene una concesión para proporcionar una distribución de energía eléctrica en el estado brasileño de Acre, y es parte del Plan Nacional de Privatización de Brasil.



Eletrobras Participações SA ("Eletropar") tiene participaciones minoritarias en los concesionarios de la siguiente distribución de energía eléctrica: AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de Sao Paulo SA - AES Eletropaulo, Energias do Brasil SA - Energias do Brasil, Companhia de Transmissão de Energía Eléctrica Paulista SA - CTEEP, Empresa Metropolitana de Aguas e Energia SA - EMAE y CPFL Energia SA - CPFL Energia.



Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul SA ("RS ENERGIA") se organizó el 20 de diciembre de 2005, como una Sociedad de Propósito Especial (SPE), para la construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión de 525 kV, de Campos Novos (Estado de Santa Catarina) - de Nova Santa Rita (estado de Rio Grande do Sul), en virtud de una concesión otorgada por el término de 30 años por el Gobierno Federal a través de la ANEEL, la construcción de las subestaciones se concluyó y el control de la tensión reactores de Nova Santa Rita Sub-Estación se han integrado con la Red Básica el 16 de diciembre de 2007, para la operación comercial que se inició el 11 de mayo de 2009.



Empresa de Transmissão de Energía de Santa Catarina SA ("SC ENERGIA") se organizó el 8 de octubre de 2004, como una Sociedad de Propósito Especial (SPE), para la construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión de 525 kV, de Campos Novos a Blumenau (tanto en el Estado de Santa Catarina), en virtud de una concesión otorgada por el término de 30 años, otorgado por el Gobierno Federal a través de la ANEEL, la línea de transmisión entró en funcionamiento en septiembre de 2006.



Cesión de Crédito del Fondo de Inversión - ("FDIC Furnas I y II") utiliza las asignaciones de crédito para pedir prestado dinero para financiar su programa de inversión, dos fondos de inversión se han creado (FURNAS I y II FURNAS) con la responsabilidad solidaria de FURNAS para el pago de derechos de crédito, garantizados por la cesión contractual de los derechos de crédito y otros derechos contractuales.

F-14

2.

Resumen de las principales prácticas contables En la preparación de estos estados financieros consolidados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América ("GAAP de los EE.UU."), la gestión se requiere para hacer estimaciones y supuestos que afectan a montos de activos y pasivos y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros, así como los montos de ingresos y gastos durante el período del informe. Los resultados reales podrían variar de las estimaciones. Estados financieros de la compañía incluyen diversas estimaciones, entre otros, (i) la recuperabilidad de los diferidos activos regulatorios, (ii) reservas de valuación de cuentas por cobrar y activos por impuestos diferidos, (iii) la vida útil de la propiedad, planta y equipo, (iv ) las disposiciones necesarias para pérdidas contingentes, (v) las estimaciones de las obligaciones de beneficios para empleados posteriores al retiro, y (vi) el valor razonable de los derivados. a)

Bases de preparación de los estados financieros consolidados Los estados financieros consolidados han sido preparados de acuerdo con GAAP de EE.UU., los cuales difieren en ciertos aspectos de las prácticas contables adoptadas en Brasil aplicada por Eletrobrás en sus estados financieros estatutarios, que son preparados y presentados de acuerdo con la Comisión de Valores Mobiliarios ("CVM"). Además, ELETROBRAS mantiene sus registros contables según lo prescrito por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL, el responsable de definir las prácticas contables y procedimientos específicos para el sector de la energía eléctrica de Brasil. Estos procedimientos son adoptados por los concesionarios de servicios públicos de electricidad en el registro de sus operaciones, para permitir que el organismo regulador para llevar a cabo sus prerrogativas de reglamentación e inspección establecidos por la legislación aplicable a los servicios de electricidad de servicio público. La preparación de estos estados financieros requiere el uso de estimaciones y suposiciones que reflejan los activos, pasivos, ingresos y gastos informados en los estados financieros, así como los montos incluidos en las notas correspondientes.

b)

Principios de consolidación Los estados financieros consolidados incluyen las cuentas de la empresa y todas las subsidiarias de propiedad mayoritaria en el que (i) la Compañía directa o indirectamente, ya sea la mayoría del capital de la filial o de lo contrario tiene el control de gestión, o (ii) la Compañía ha determinado sí misma como la principal beneficiaria de una entidad de interés variable de acuerdo con ASC 810 "Consolidación". Cuentas y operaciones intercompañías son eliminados. Las entidades incluidas en los estados financieros consolidados se exponen en la Nota 1.

c)

Los activos y pasivos denominados en moneda extranjera o sujetos a indexación Los activos y pasivos denominados en moneda extranjera se refieren principalmente a la financiación y se convierten en reales brasileños al tipo de cambio oficial reportada por el Banco Central de Brasil - BACEN, en cada fecha del balance. Transacciones denominados en reales brasileños y contractual o legal sujeto a la indexación, se actualizan en la fecha del balance, mediante la aplicación del índice de inflación correspondiente. Cambio de moneda extranjera y ganancias de monitoras variación de valoración se registran en base devengado en el año enel estado de resultados relevantes correspondientes.

d)

Efectivo y equivalentes de efectivo La Compañía considera que todas las inversiones líquidas con vencimientos originales de tres meses o menos en el momento de la compra como equivalentes de efectivo.

e)

El efectivo restringido El efectivo restringido se compone principalmente de las inversiones que por ley pueden ser los gastos de capital y los subsidios a las operaciones de termoeléctrica y los que no entran en el umbral del período de tres meses, como se describe en el punto anterior.

f)

Cuentas por cobrar Las cuentas por cobrar se presentan a valores de realización e incluyen (i) los importes facturados a los clientes, incluso cuando, las tarifas aplicables, tarde, y (ii) los ingresos acumulados en materia de energía pendiente de facturación a los clientes a partir de la fecha del balance, así como los negociados dentro de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica - CCEE (Cámara de Comercio de Energía Eléctrica).

F-15

Provisión para cuentas incobrables es establecida por la administración de una cantidad considerada suficiente para la pérdida neta futuro probable relación con las cuentas incobrables, y de acuerdo a un análisis integral que tome en consideración los siguientes factores: i. ii. iii. iv.

g)

Los consumidores residenciales atrasados por más de 90 días; Los consumidores comerciales vencidas por más de 180 días; Industriales, rurales, agencias de gobierno, alumbrado público y los consumidores de servicios públicos atrasados por más de 360 días; Análisis individual de cada consumidor, incluyendo:

 experiencia en la gestión de las pérdidas reales de los consumidores;  existencia de garantías reales;  análisis de las deudas renegociadas (valores corrientes y atrasados) y;  análisis de clientes insolventes o en quiebra, Inversiones Financieras Las inversiones financieras han sido sustancialmente clasificados por la Sociedad como mantenidos hasta su vencimiento, en base a las estrategias previstas con respecto a dichos valores. Las inversiones financieras clasificadas como mantenidas hasta el vencimiento son a largo plazo en la naturaleza como las inversiones no se espera que sean vendidos o liquidados de otra manera hasta la fecha de vencimiento. Estos valores se registran al costo amortizado.

h)

Diferidos activos reguladores Diferidos activos reguladores están de acuerdo con los criterios establecidos en el ASC-980, Contabilización de los Efectos de Ciertos Tipos de Regulación, Incluyendo las siguientes: ITAIPU costos recuperables Para fines de estados financieros locales, ITAIPU BINACIONAL registra los resultados acumulados como un activo o un pasivo regulación, ya que esa cantidad será recuperada a través de las tarifas futuras. Los GAAP de los EE.UU., el importe neto también se considera los costos recuperables que se aplace en ASC-980, y se registra como una partida separada en el balance consolidado.

i)

Impuestos por recuperar Los impuestos sobre los ingresos consiste en Impostos Sobre Circularização de Mercadorias e Serviços - ICMS (Impuesto sobre el Valor Añadido - IVA), impuesto sobre las ventas aplicado a los ingresos brutos. La compañía está sujeta a los tipos de IVA diferentes en los diferentes estados que opera, con la tasa del IVA que van del 7% al 27%. La empresa no se hace responsable de cualquier impuesto sobre los ingresos de la transmisión, de acuerdo con la normativa aplicable. El IVA (ICMS) los impuestos no son acumulables y las cantidades pagadas en relación con este impuesto en la adquisición de productos y / o servicios pueden ser compensadas cuando estos productos y servicios se venden, lo que significa un crédito de impuesto se genera cuando el producto o servicio que se compra hecho y el desplazamiento a la venta al cliente final. Los importes correspondientes al IVA (ICMS) los impuestos se presentan en el activo circulante y pasivo circulante porque se refieren a los saldos relacionados con las diferentes empresas y los diferentes estados y, en consecuencia, la ley local no permite una presentación de los importes netos. La contrapartida de estas cuentas se presenta como los impuestos sobre ingresos en el Estado de Resultados. Otros impuestos sobre los ingresos consisten en Programa de Integração Sociales - PIS y Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, - COFINS, que son las tasas de 1,65% y 7,6%, respectivamente. j)

Materiales y suministros

Excepto como se indica en el párrafo siguiente, materiales y suministros se valoran al coste medio de adquisición y no exceda el costo de reposición o valores de realización. Elementos de concentrado de uranio, los servicios relacionados en el progreso, y otros de combustible nuclear disponible en el núcleo del reactor y en um conjunto de combustible usado se registran sobre la base de sus costos de adquisición. Estas cantidades se imputan a resultados cuando se utilizan en el proceso de generación de energía. El costo no exceda el costo de reposición o valores de realización. La amortización mensual de los gastos operativos es el paso a través del método de unidades de producción, teniendo en cuenta la energía efectivamente generada mensual en comparación con la energía total calculada para cada elemento de combustible.

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k)

Las inversiones en filiales En febrero de 2007, FASB emitió la ASC 320, "Las inversiones en deuda y acciones" ("ASC 320"). ASC 320 requiere que en la adquisición, la entidad deberá clasificar los valores de renta variable en valores negociables, disponibles para la venta o mantenidos a la madurez y también permite a las entidades medir las inversiones en deuda y acciones a su valor razonable cuando la información es de valor razonable es fácilmente determinable. En consecuencia, las inversiones en filiales se clasifican como disponibles para la venta. Estas inversiones se registran por su precio de mercado que cotiza en bolsa, cuando estén disponibles y en función de los costos como por ASC 325 "inversiones por el método de costos cuando la información sea fácil de determinar el valor razonable no está disponible. El valor razonable de una inversión económica método no se calcula si no hay eventos identificados o cambios en las circunstancias que pueden tener un efecto adverso significativo en el valor razonable de la inversión. La Compañía determinó, que no es posible estimar el valor razonable de estas inversiones, ya un precio de mercado cotizado no está disponible y el costo de obtener una valoración independiente parece excesiva teniendo en cuenta la materialidad de los instrumentos de la entidad.

l)

Propiedad, planta y equipo Propiedades, planta y equipo se expresan a su costo de adquisición y construcción, ajustado para reflejar el nivel de precios cambia al 31 de diciembre de 1997, menos la depreciación acumulada calculada basándose en el método de línea recta a tasas que tener en cuenta la vida útil estimada de los activos . Los costos de reparación y mantenimiento que alargan la vida útil de los activos se capitalizan, mientras que otros gastos de rutina se cargan a los resultados de las operaciones. El resultado neto de la enajenación de activos fijos se registran como parte de los ingresos de explotación. Intereses en relación con la deuda obtenida de terceros incurridos durante el período de construcción se capitalizan y otros cargos de financiación, excluyendo las pérdidas de divisas, efectuados durante el período de construcción en la financiación por terceros también son capitalizados, y de acuerdo con ASC-835 "Capitalización de gastos por intereses ". La empresa de gestión de revisiones de propiedad, planta y equipo por un posible deterioro cuando eventos o cambios en las circunstancias indican que el valor en libros de un activo o grupo de activos puede no ser recuperable a partir de las ganancias operativas en forma de flujos de efectivo descontados. Las revisiones se llevan a cabo en el nivel más bajo de los grupos de activos para que la administración está en condiciones de atribuir identificable flujos de efectivo futuros. Cuando la administración detemines que el valor en libros de las propiedades, planta y equipo puede no ser recuperable, las pérdidas por deterioro, se mide sobre la base de una proyección de método de flujos de efectivo descontados usando una tasa de descuento determina que la tasa commem con el riesgo inherente en los negocios actuales de la empresa modelo. La filial ELETRONUCLEAR está contractualmente obligado a desmantelar sus centrales nucleares al final de su vida útil, la empresa adoptó ASC 410, "El retiro de activos y las obligaciones ambientales "(" ASC 410 ") en 2003. En ASC 410, el valor razonable de las obligaciones por retiro de activos se registra como pasivo en términos de flujo de caja cuando se incurren, que suele ser a la vez los activos se han instalado. Montos registrados por los activos se incrementará en la cantidad de estas obligaciones y depreciados durante la vida útil de los activos relacionados con tales, en promedio 40 años. Con el tiempo, los importes reconocidos como pasivos serán acreditados a través de las ganancias para el cambio en su valor presente hasta que los activos son retirados o vendidos. Siempre que los cambios en la cantidad de los costes de clausura estimados son identificados, el devengo se ajusta. La Compañía tiene la responsabilidad de operar ciertos equipos por parte del Gobierno Federal de Brasil y de los consumidores de energía eléctrica en relación con las operaciones de la compañía incorpora como activos fijos para ser utilizados exclusivamente para inversiones de capital en la red de energía eléctrica. Estos activos fijos se registran como una reducción de los bienes relacionados con las plantas y equipos. El funcionamiento de este equipo no tiene un impacto en nuestra declaración de la renta o el patrimonio.

m)

Impuesto sobre la renta y contribución social La Compañía contabiliza el impuesto a la renta de acuerdo con ASC 740, "Impuesto a la Renta" ("ASC 740"), que requiere un enfoque activo y pasivo para el reconocimiento de los impuestos corrientes y diferidos. Los efectos fiscales de las pérdidas fiscales de ejercicios anteriores y las diferencias temporales se han calculado considerando las tasas fiscales, aprobadas con el propósito de la grabación del impuesto sobre la renta diferido. Las pérdidas fiscales de ejercicios anteriores de Brasil no tienen fecha de caducidad, aunque se limita a compensar el 30% de la renta imponible anual. Se revisa la capacidad de utilizar los activos por impuestos diferidos al año y establecer una reserva de valuación con un "más probable que no" criterio, basado en datos históricos y proyecciones de ingresos fiscales futuros, así como el calendario de las reversiones de las diferencias temporarias. Esta interpretación se ofrece orientación sobre el reconocimiento, clasificación y divulgación de las obligaciones tributarias inciertas. La evaluación de una posición fiscal requiere del reconocimiento de un beneficio fiscal si es más

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probable que improbable que la compañía será capaz de utilizar el activo por impuesto diferido. La Compañía adoptó esta interpretación el 1 de enero de 2007. n)

Préstamos y cuentas por cobrar de financiación Préstamos y cuentas por cobrar de financiación no son activos financieros con pagos fijos o determinables que no cotizan en un mercado activo. Se incluyen en activos corrientes, excepto para vencimientos superiores a 12 meses después del final del período del informe. Estos se clasifican como activos no corrientes. Préstamos de la compañía y financiar los créditos forman parte de los préstamos y financiación a las empresas afiliadas y se valoran a coste amortizado utilizando el método del rendimiento de interés efectivo. Los ingresos por intereses más la variación de cambio monetario o se registran sobre base devengada y se agregan a la cantidad principal del préstamo en cada período.

o)

Préstamo pagadero obligatoria El préstamo obligatorio fue establecido por la Ley N º 4.156/62 para financiar la expansión del sistema eléctrico nacional, pero fue suspendido en 1993. El préstamo fue pagado inicialmente por todos los consumidores a través de sus respectivas cuentas de energía eléctrica, en los últimos años, el reembolso del préstamo sólo de montos recaudados a partir de ciertos consumidores industriales. El saldo de los pasivos relacionados comprende los fondos recaudados, deducidos los reembolsos, y aumentó en una tasa de interés (6% anual, más la variación monetaria basada en el IPCA-E). Estos pasivos están programados para madurar desde 2009 hasta 2015, que duraran atención a los consumidores a través de procesos de litigio.

p)

Arrendamiento de los acuerdos Los arrendamientos se clasifican como arrendamientos financieros cuando los términos de la transfieran sustancialmente los riesgos y beneficios de la propiedad al arrendatario. Los demás arrendamientos se clasifican como arrendamientos operativos, los pagos efectuados en un arrendamiento operativo se registran como ingresos sobre una base de línea recta durante el período del contrato de arrendamiento. Los arrendamientos financieros se capitalizan al inicio del arrendamiento al menor entre el valor razonable de la propiedad arrendada y el valor presente de los pagos mínimos. Cada pago por arrendamiento se asigna entre el pasivo y los gastos financieros. Las obligaciones correspondientes rentas, netas de cargas financieras, se incluyen en el pasivo financiero. El elemento de interés del costo financiero se carga a la cuenta de resultados durante el período de arrendamiento. Propiedades, planta y equipo adquiridos mediante arrendamiento financiero se amortizan en el más corto de la vida útil del activo y el periodo de contrato de arrendamiento.

q)

Los empleados los planes de beneficios La Compañía y ciertas subsidiarias patrocinador de beneficios definidos de pensiones o planes híbridos para prácticamente todos sus empleados. Los activos de planes de pensiones y obligaciones y su impacto neto en los balances se contabilizan de acuerdo con ASC 715, "Compensación - Beneficios de Jubilación"(" ASC 715 "), Además, la Compañía y algunas de sus subsidiarias han establecido después de la jubilación los planes de salud y subsidiar toda la vida las primas de seguros para los jubilados. Ambos beneficios se contabilizan de acuerdo con ASC 715. Revelaciones relacionados a los planes de beneficios se hacen de acuerdo con ASC 718 "Compensación de compensación de acciones" ("ASC 718"), ASC 505-50 "Basada en la equidad pagos a personas no empleadas " ("ASC 505-50"). SFAS 158 - Contabilidad de los empleadores para pensiones de beneficio definido y otros beneficios post-Planes ("SFAS 158 "), y ASC 715. La Compañía adoptó esta interpretación el 1 de enero de 2007. Bajo la ley brasileña, los empleados generalmente tienen derecho a un mes de vacaciones por año. Esta disposición se calcula sobre la base de la remuneración de cada empleado y los beneficios `s hasta la fecha del balance, más los impuestos relacionados con la nómina.

r)

Compromisos y contingencias Los registros de la compañía disposiciones para contingencias, cuando la pérdida se considera probable, basado en la opinión de los asesores legales internos y externos, y pueden ser razonablemente estimados.

s)

Los ingresos, costos y gastos Ingresos, costos y gastos se reconocen sobre base devengada cuando la evidencia persuasiva de un acuerdo existente, la entrega de bienes o servicios se ha producido han sido prestados, que se hubieren fijado o determinable, y la capacidad para recoger existe una certeza razonable, independientemente de cuando el efectivo es recibido.

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Los ingresos por la venta de la generación de electricidad se registran con base en el resultado entregado siempre a precios como se especifica en los términos del contrato vigente o las tasas de regulación. Las ventas de distribución de electricidad a clientes finales se reconocen cuando el poder se proporciona. La facturación de estas ventas se realizan sobre una base mensual, y no facturados a los ingresos del ciclo de facturación hasta el final de cada mes se calcula sobre la base de la facturación del mes anterior y el acumulado en el mes. Las diferencias entre los ingresos no facturados estimados y reales, que en general no son significativos, se reconocen en el mes siguiente. Las ventas de electricidad al sistema eléctrico interconectado se registran cuando se devengan y se facturan mensualmente. Los ingresos recibidos por la Compañía de otros concesionarios que utilizan su red básica de transmisión se reconocen en el mes en que los servicios de red se proporcionan a los otros concesionarios. Los servicios prestados incluyen las tarifas de conexión y otros servicios relacionados, los ingresos se reconocen cuando se prestan los servicios. Los impuestos sobre los ingresos consisten en (i) "IVA" (ICMS), un impuesto estatal a pagar sobre las ventas a consumidores finales, que se cobra a los consumidores, que ya registra como parte de los ingresos brutos, (ii) COFINS, (iii) PIS -PASEP contribución social sobre los ingresos, y (iv) la capacidad de carga de emergencia. La Compañía descuenta de los impuestos de ingresos brutos. t)

Otros ingresos (pérdidas) Otros ingresos (pérdidas) está representado por las ganancias y pérdidas de valores negociables clasificados como disponibles para la venta y los ajustes al mínimo los pasivos del plan de pensiones.

u)

Las ganancias por acción Debido al hecho de que los accionistas preferentes y comunes han de dividendos diferente, derechos de voto y liquidación, de base y las ganancias diluidas por acción se han calculado utilizando el "dos clases" método. La empresa aplica una fórmula de asignación de los ingresos que determina las ganancias por acción para las acciones preferentes y comunes de acuerdo a los dividendos declarados como es requerido por la Compañía por las leyes y los derechos de participación en las utilidades no distribuidas calculado de acuerdo con los derechos a los dividendos de cada clase de acciones como discutido en la Nota 25 f. De acuerdo con ASC 260 "Ganancias por acción"(" ASC 260 "), ELETROBRAS revela las ganancias por cien acciones, ya que este es el número mínimo que pueden ser negociados en BOVESPA. v)

Segmento de la información

La compañía opera en la generación de energía eléctrica, transmisión y distribución de los segmentos, así como un segmento corporativo como lo requiere la ASC 280 "Información financiera por segmentos" ("ASC 280"). El desglose respectivo de la información se incluye en la Nota 28. w)

Contabilización de derivados Los instrumentos financieros derivados se registran por su valor razonable como activos o pasivos en los balances generales, y los correspondientes cambios en el valor razonable se reconocen en los estados de resultados consolidados para el período. La contabilidad de cobertura no se ha aplicado a cualquiera de los instrumentos financieros derivados de la Compañía, ver nota 27 a y b, instrumentos financieros y derivados.

x)

Mediciones del valor razonable El 1 de enero de 2009, la Compañía implementó ASC 820, "Las mediciones hechas a valor razonable y Discolures"(" ASC 820 ") para los activos y pasivos no financieros a valor razonable, salvo las que estén reconocidos o revelados en forma recurrente (al menos una vez al año). ASC 820 requiere presentar información que categorizar los activos y pasivos a valor razonable en forma recurrente en uno de los tres niveles diferentes. El nivel 1 incluye los precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos. El Nivel 2 incluye las valoraciones pary tercero distinto de los precios cotizados incluidos en el Nivel 1 para el activo o pasivo, ya sea directa o indirectamente, a través del mercado-corroborados entradas, y el nivel 3 incluye las valoraciones de los activos y pasivos que reflejan nuestras suposiciones acerca de los precios sobre la base de los participantes del mercado, donde no hay valoraciones de terceros son avalilable.

y)

Recientes pronunciamientos de contabilidad Las ganancias por acción - Enmiendas al artículo 260-10-S99 (SEC Update) Esta actualización de la codificación representa correcciones técnicas al tema 260-10-S99, Ganancias por acción, sobre la base de Tema EITF D-53. Cálculo de las ganancias por acción por un período que incluye un canje o una conversión

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inducida de una porción de una clase de acciones preferentes y Tema EITF D-42. El efecto del cálculo del beneficio por acción por la amortización o conversión inducida de acciones preferentes. z)

Recientes pronunciamientos de contabilidad Derivados y de cobertura (Tema 815): Ámbito de aplicación la excepción de derivados de crédito integrados Cuestión han surgido en la práctica sobre la amplitud prevista de la excepción el alcance de crédito derivados implícitos en los párrafos 15-9 815-15-15-8 a través de la contabilidad de FASB Codificación de Normas. Es evidente que la transferencia del riesgo de crédito que es sólo en la forma de subordinación de un instrumento financiero a otro (con lo que la redistribución del riesgo de crédito) es una característica de derivado implícito que no debe estar sujeto a la bifurcación potencial y una contabilidad separada en virtud del párrafo 815 a 10 -15-11 y 815-15-25 Sección. Hay una cierta ambigüedad en la práctica acerca de lo que significa el párrafo 815-15-15-8 y si otros inherentes características de derivados de crédito, incluidos los de algunas obligaciones de deuda colateralizada y sintéticos obligaciones de deuda colateralizada, están sujetos a la aplicación del párrafo 815-10-15 -11 y la Sección 815-15-25. Todas las entidades que intervienen en los contratos que contienen una característica de derivados de crédito integrados relacionados con la transferencia del riesgo de crédito no sólo en la forma de subordinación de un instrumento financiero a otro se verán afectados por las modificaciones en esta actualización porque las enmiendas aclarar que el crédito incorporado excepción de alcance derivados en los párrafos 815-15-15-8 a través de 15-9 no es aplicable a dichos contratos. La Compañía no espera que los impactos relevantes en sus estados financieros consolidados que surgen de esta actualización. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2010-29 divulgación de información pro-forma complementaria las combinaciones de negocios a un consenso de la FASB emergentes de la Fuerza de Tareas cuestiones. El objetivo de esta actualización es para hacer frente a la diversidad en la práctica sobre la interpretación de los ingresos pro forma y los requisitos de ingresos de la divulgación de las combinaciones de negocios. Las modificaciones en esta actualización se especifica que si una entidad pública presenta los estados financieros comparativos, la entidad debe revelar el ingreso y las ganancias de la entidad combinada como si la combinación de negocios que se produjeron durante el año en curso se había producido a partir del inicio de las comparables períodos anterior de informes anuales solamente. Las enmiendas también ampliam el suplemento pro revelaciones forma de incluir una descripción de la naturaleza y cantidad de material, no recurrentes ajustes pro forma directamente atribuibles a la combinación de negocios incluidos en la reportó ingresos pro forma y las ganancias. El impacto de esta declaración se producirán las combinaciones de negocios cuya fecha de adquisición es en o después del 1 de enero 2011. La Compañía no espera que los impactos relevantes en sus estados financieros consolidados que surgen de esta actualización. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2010-25 Plan Contable - Plan de pensiones de aportación definida (Tema 962) las modificaciones en esta actualización requiere que los préstamos de los participantes se clasifican como documentos por cobrar a los participantes, que están separados de las inversiones del plan y se mide a su saldo de capital impago más los intereses devengados y no pagados. La Compañía no espera que los impactos relevantes en sus estados financieros consolidados que surgen de esta actualización. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2010-20 por cobrar (Tema 310) mejora las revelaciones que la entidad ofrece sobre la calidad crediticia de sus cuentas por cobrar de financiación y la correspondiente provisión para pérdidas crediticias. Como resultado de estas modificaciones, la entidad está obligada a desglosar la información por segmento de cartera o de cierta clase revelaciones existentes y proporcionar ciertas nuevas revelaciones sobre sus cuentas por cobrar de financiación y la correspondiente provisión para pérdidas crediticias. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2010-18 por cobrar (Tema 310) aclara que las modificaciones de los créditos que se contabilizan en um conjunto bajo Subtema 310-30, que proporciona orientación sobre la contabilización de los préstamos adquiridos con evidencia de deterioro del crédito por la adquisición, se no como resultado la eliminación de los prestamos em conjunto, incluso si la modificación de lo contrario sea considerada una reestructuración de la deuda con problemas. La entidad seguirá siendo necesario tener en cuenta si el conjunto de activos en los que se incluye el préstamo se ve perjudicada si los flujos de efectivo para el conjunto de cambio. Las modificaciones no afectan a la contabilidad de préstamos en el ámbito de 310-30 Subtema que no se contabilizan en el conjunto. Los préstamos representaron individualmente bajo Subtema 310-30 continuarán sujetos a las disposiciones de la deuda con problemas de contabilidad de reestructuración en Subtema 310-40. La Compañía no espera que los impactos relevantes en sus estados financieros consolidados que surgen de esta actualización. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2010-11 derivados y de cobertura (Tema 815) aclara el tipo de derivado de crédito integrado que está exento de los requisitos incorporados bifurcación de derivados. Sólo una forma de derivado de crédito incorporado reúne los requisitos para la exención que se relaciona únicamente con la subordinación de un instrumento financiero a otro. Como resultado, las entidades que tienen contratos que contienen una característica de derivados de crédito integrados en una forma distinta de subordinación deberá en cuenta por separado para la función de crédito derivado implícito. La Compañía no espera cambios importantes a los estados financieros reportados. ASU 2010-10 Consolidación (Tema 810) difiere la fecha de vigencia de las modificaciones de los requisitos de consolidación realizada por la Declaración FASB 167 y el interés de una entidad que informa en ciertos tipos de entidades y aclara otros aspectos de la Declaración de 167 enmiendas. Como resultado de la postergación, una entidad

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que no será necesario aplicar la Norma 167 enmiendas a los requisitos de consolidación Subtema 810-10 a su interés en una entidad que cumple los criterios para calificar para el aplazamiento. Esta actualización también aclara cómo los intereses de una parte relacionada en la entidad debe ser considerada en la evaluación de los criterios para determinar si un tomador de decisiones o la cuota de proveedor de servicios representa un interés variable. Además, la actualización también clarifica que un cálculo cuantitativo no debe ser la única base para evaluar si un tomador de decisiones o la tarifa del proveedor de servicios es un interés variable. La Compañía está actualmente evaluando el impacto potencial de esta nueva norma. ASU 2010-09 Hechos posteriores (Tema 855) aborda tanto la interacción de los requisitos de Tema 855, Hechos posteriores, con los requisitos de información de la SEC y la amplitud de la disposición pretende volver a emitir declaraciones en relación con los acontecimientos posteriores (párrafo 855-10-50 - 4). Las modificaciones de esta actualización tiene el potencial de cambiar la presentación de informes por parte de entidades tanto públicas como privadas, sin embargo, la naturaleza del cambio puede variar en función de hechos y circunstancias. La Compañía está actualmente evaluando el impacto potencial de esta nueva norma ASU 2010-06 mediciones del valor razonable y las Revelaciones (Tema 820) Mejora de revelaciones sobre las mediciones del valor razonable. Esta actualización proporciona las enmiendas a Subtema 820-10 y se espera que revelen información más sólida sobre (1) las diferentes clases de activos y pasivos a valor razonable, (2) las técnicas de valoración y los insumos utilizados, (3) la actividad en el Nivel 3 mediciones de valor razonable, y (4) las transferencias entre los niveles 1, 2 y 3. La Compañía no espera que los impactos relevantes en la información del valor razonable en la actualidad a conocer. ASU 2009-16 elimina el concepto de una entidad con fines especiales de calificación (QSPE) de ASC Tema 860, transferencias y servicio, y la excepción de la aplicación de ASC 810-10 a QSPE, lo que exige a los cedentes de los activos financieros para evaluar si la consolidación de cesionarios, que antes se consideraban QSPE, el cedente, impuesto limitaciones a los cesionarios, cuyo único propósito es participar en la titulización de activos o financiación de actividades respaldadas se evalúan de la misma manera bajo las disposiciones de la ASU como cedente impuesto limitaciones a QSPE fueron evaluados bajo las disposiciones de Tema 860 antes de a la fecha de vigencia de la ASU, al determinar si una transferencia de activos financieros se considere de venta. La ASU también aclara el tema 860 criterios contables relativos a la venta legal de aislamiento y el control efectivo y crea condiciones más estrictas para la presentación de informes de una transferencia de una porción de un activo financiero como una venta, la ASU es efectiva para los ejercicios iniciados a partir de diciembre 15, 2009, y no puede ser adoptado anticipadamente. La Compañía está actualmente evaluando el impacto potencial de esta nueva norma. ASU 2009-17 modifica la variable de entidad de interés (VIE) Las subsecciones de ASC Subtema 810-10, de consolidación - En general, revisa el criterio para determinar el beneficiario principal de una VIE de un riesgo principalmente cuantitativos y recompensas basadas en el cálculo de las pérdidas esperadas de la VIE y espera retornos residuales a un análisi fundamentalmente cualitativo basado en la identificación del partido o grupo de partes relacionadas (si existe) con (a) el poder de dirigir las actividades que más impactan significativamente el desempeño económico del VIE y (b) la obligación de absorber las pérdidas de, o el derecho a recibir los beneficios de los VIE que podrían ser importantes a la VIE, la ASU requiere echar a los derechos y derechos de participación para ser ignorado en la evaluación de si el titular de interés variable cumple el criterio de poder a menos que esos derechos sean ejercidos de manera unilateral por una solo partido o grupo de partes relacionadas. La Compañía está actualmente evaluando el impacto potencial de esta nueva norma. Actualización de Normas de Contabilidad (ASU) 2009-08 Utilidad por acción emitida por el FASB proporciona orientación adicional en relación con el cálculo de las ganancias por acción. Esta guía se modifica ASC 260. Codificación El Financial Accounting Standards Board (FASB) emitió Accounting Standards Update (ASU) No, 2009-01 de junio de 2009. Esta actualización, publicado también como la Declaración FASB de Normas de Contabilidad Financiera (FASB) No. 168, "Contabilidad de la FASB Codificación de Normas y la Jerarquía de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados", es efectiva para los estados financieros emitidos después del 15 de 2009, actualización de 2009 - 01 exige que la contabilidad de FASB Codificación de Normas (CSA) se convierten en la única fuente de autoridad, los principios generalmente aceptados de contabilidad reconocida por el FASB para las entidades no gubernamentales. La codificación tiene por objeto simplificar el acceso del usuario a todos los GAAP de autoridad, mediante la reorganización de los pronunciamientos GAAP en aproximadamente 90 temas de contabilidad dentro de una estructura coherente, todos de nivel anterior (a) - (d) las normas GAAP de los EE.UU. emitido por un organismo de normalización es superada, el nivel (a ) - (d) GAAP de los EE.UU. se refiere a la anterior. Jerarquía de la contabilidad, toda la literatura de contabilidad no se incluyen en la codificación es autoritaria. Después de esta Declaración, la Junta no emitirá nuevos estándares en la forma de declaraciones, posiciones FASB Staff, o emergentes resúmenes em grupo de trabajo (Issues Task Force) su lugar, emitirá las normas de contabilidad

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actualizaciones. La Junta no tomará en cuenta las normas de contabilidad como autoridad en su propio derecho de actualizaciones, actualizaciones de las normas de contabilidad sólo servirá para actualizar la codificación. 3.

De ajuste y reclasificación Reexpresión de estados financieros para el año terminado en diciembre 31,2008 y 2007. Durante el proceso de elaboración de estados financieros para el año 31 de diciembre de 2009, la Compañía llegó a la conclusión de que ciertos errores se identificaron en los estados financieros previamente emitidos para el 31 de diciembre de 2008 y 2007. Los ajustes de períodos anteriores se describen a continuación. i)

Arrendamiento de los acuerdos La compañía identificó un error en el tratamiento contable de ciertos contratos relacionados con la compra de energía. En la reevaluación de estos contratos, la gestión de la conclusión de que dichos contratos representan los contratos de arrendamiento en los términos de la EITF Issue No. 01-8, determinar si un acuerdo es un contrato de arrendamiento (EITF 8.1). EITF 01-8 proporciona orientación para determinar si un acuerdo debe ser considerado un tema de arrendamiento a los requerimientos de ASC 840 - Arrendamientos. EITF 01-8 establece que la evaluación de si un acuerdo contiene un arrendamiento en el ámbito de la ASC 840 debe basarse en la sustancia del acuerdo. Hasta ahora los arrendamientos no fueron registrados en activo fijo. La compañía llegó a la conclusión de que estos contratos de compra de energía debe ser clasificado como arrendamiento de capital de acuerdo con ASC 840 como, en esencia, que representan contratos de compra de las plantas de energía. La conclusión se basa en el hecho de que (1) las plantas de energía que generan la energía comprada por la compañía será transferida a la empresa sin costo alguno al final del contrato, y (2) la duración de estos contratos representa la mayor parte de la vida útil de estas plantas. En consecuencia, la adquisición de estas plantas de energía y la financiación correspondiente se reconocen como si estos contratos han sido reconocidos como arrendamiento de capital desde la fecha de inicio. Por lo tanto, la compañía también reconoció la depreciación correspondiente a la vida útil de estas plantas y el impacto de la financiación correspondiente, incluyendo los intereses basados en el método de interés efectivo y amortización de esta responsabilidad a través de pagos de las cuotas. Los arrendamientos financieros se capitalizan al inicio del arrendamiento al menor entre el valor razonable de la propiedad arrendada y el valor presente de los pagos mínimos. Cada pago por arrendamiento se asigna entre el pasivo y los gastos financieros. Las obligaciones correspondientes rentas, netas de cargas financieras, se incluyen en el pasivo financiero. El elemento de interés del costo financiero se carga a la cuenta de resultados durante el período de arrendamiento. Propiedades, planta y equipo adquiridos mediante arrendamiento financiero se amortizan en el más corto de la vida útil del activo y el periodo de contrato de arrendamiento.

ii)

Activos Fijos A través de Eletronuclear, la compañía opera dos centrales nucleares, Angra I y Angra II. Además, la compañía tenía previsto comenzar la construcción de una nueva planta nuclear, llamada Angra III en la segunda mitad de 2009. Esta planta comenzó a construirse hace aproximadamente diez años, pero la construcción se suspenderá en septiembre de 1982. En la segunda mitad de 2009, después de las licencias necesarias se han emitido la reconstrucción se ha reiniciado. Sin embargo, los intereses correspondientes a la financiación de este proyecto sigue siendo capitaliased durante el periodo que la planta no estaba en construcción. El monto de los intereses capitalizados durante este período fue de R$ 1.273.796. La Sociedad castigó esta cantidad. La capitalización de intereses en contra de las utilidades retenidas al 31 de diciembre de 2007, y R$ 6.254 y R$8.604 en contra de los gastos financieros en la declaración de ingresos para el 31 de diciembre de 2008 y 2007. Además, la Compañía registró en 2007 un activo y pasivo correspondiente en relación con la planta hidroeléctrica Tucurí por Eletronorte que se relaciona con la expansión de la planta. Los activos no son susceptibles de capitalización y, en consecuencia, la Compañía registró la cancelación de los activos relacionados y la responsabilidad y la depreciación correspondiente se haya incurrido durante este período.

iii)

Inversiones en empresas asociadas Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía era un accionista minoritario en 36 filiales. A excepción de CTEEP y Investco., Que representan aproximadamente el 30% y 20%, respectivamente, de la inversión en las filiales al 31 de diciembre de 2009, sin otro afiliado individual representa más del 5% de dicho saldo para el año. La Compañía tenía en cuenta para las inversiones en filiales bajo el método de la participación sobre la base de los estados financieros preparados de acuerdo con las prácticas contables adoptadas en Brasil (El "BRGAAP"). Gestión había evaluado inicialmente diferencias de BRGAAP a GAAP de los EE.UU. a ser irrelevante. Durante el proceso de elaboración de estados financieros para el 31 de diciembre de 2009, la Sociedad ha realizado un análisis más detallado y llegó a la conclusión de que tales diferencias pueden ser importantes. Aunque el interés Compañía en estas filiales representan más del 20% de su capital, la Compañía no tiene influencia significativa en su gestión, ya que

F-22

no tiene influencia suficiente como para requerir la preparación de o tener acceso a sus estados financieros preparados de acuerdo con GAAP de los EE.UU.. Teniendo en cuenta los hechos anteriormente descritos, la Compañía revisó su evaluación inicial, la conclusión de que esas inversiones ya no son contabilizadas por puesta en equivalencia. El saldo total de la inversión en participadas anteriormente contabilizadas por puesta en equivalencia fue de R$ 5.648.132 al 31 de diciembre de 2008. Las ganancias en los resultados de las empresas afiliadas ascendió a R$ 665,533 mil y R$ 740.153 en el año 31 de diciembre de 2008 y 2007. ASC 320, "Las inversiones en deuda y acciones"(" ASC 320 ") requiere que en la adquisición, la entidad deberá clasificar a títulos de renta variable en valores negociables, disponibles para la venta o mantenidos hasta su vencimiento, y permite a las entidades medir las inversiones en deuda y acciones a su valor razonable cuando no es fácilmente determinable valores razonables. En consecuencia, las inversiones en filiales se clasifican como disponibles para la venta. Estas inversiones se registran por su precio de mercado que cotiza en bolsa, cuando estén disponibles y en función de los costos como por ASC 325 "inversiones por el método de costos cuando la información sea fácil de determinar el valor razonable no está disponible". A los efectos de los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2009, estas inversiones se registran de acuerdo con ASC 320. Gestión de la conclusión de que estas inversiones no se llevan a cabo hasta el vencimiento o el comercio. En consecuencia, estas inversiones han sido clasificadas como disponibles para la venta. La Sociedad ha reconocido que estas inversiones a precios de mercado que cotiza en bolsa, cuando estén disponibles. De acuerdo con ASC 325 - "Inversiones costo método", La administración ha determinado que las inversiones que no tienen el valor razonable es fácilmente determinable debe tenerse en cuenta en función de los costos. La Compañía considera que la aplicación de ASC 320 para el reconocimiento de estas inversiones permite una divulgación más transparente y correcta presentación de sus estados financieros consolidados. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, estas inversiones de R$ 9.456.471 y R$ 8.10.288, respectivamente. Los cambios posteriores en el valor razonable se registran en "otros ingresos". Todos los dividendos recibidos de estas inversiones se reconocen como ingresos cuando se reciben. Además de eso, la compañía también reevaluar el valor de ciertas inversiones contabilizado anteriormente en función de los costos. Para los que tienen que cotizan en bolsa los precios de mercado, la medición se realizó con base en el valor razonable en contra de la utilidad integral. iv)

Inversiones Financieras El 16 de febrero de 2006, la Compañía firmó un acuerdo con los accionistas de Investco, filial de una entidad participada con el fin de la exploración conjunta de la concesión de energía de la UHE Luiz Eduardo Magalhães con el Grupo Rede, EDP Energias do Brasil, CEB y CMS Energy. Los accionistas de Investco se Rede Lajeado Energia SA, la Junta Lajeado SA, EDP Lajeado SA Paulista y Lejeado Energia SA (El resto de sociedades del Grupo Rede). Según el acuerdo, la Compañía canjeó sus acciones preferentes en Investco por acción preferente de la Rede Participadas del Grupo en 2006. En connecton con la reestructuración del Grupo Rede participadas se ha descrito anteriormente, la Compañía firmó un acuerdo para adqurir Securites con dividendos fijos, que representan el 10% de las utilidades anuales del Grupo Rede Participadas. El pago de estos dividendos adicionales se llevarán a cabo con el pago de los dividendos regulares. Estos títulos tienen valor nominal de R$ 652.575, que se convertirán en acciones preferentess, sin derecho a voto, en octubre de 2032. Anteriormente, estos valores convertibles ha sido reconocido por esta cantidad nominal. La compañía llegó a la conclusión de que este acuerdo debe ser reconocido por su valor razonable sobre la base de ASC 325 a través de flujo de caja descontado. Por lo tanto, la Compañía registró un reglaje del valor razonable en el valor de R$ 569.037 mil a las pérdidas acumuladas en el capital contable en 2007 y R$ 7.159 en gastos financieros en la declaración de ingresos para el 31 de diciembre de 2008.

v)

Fondos exclusivos La Compañía tiene inversiones en un fondo exclusivo que, debido a la legislación se mantienen en un banco público federal. Parte de los activos de este fondo exclusivo está compuesto por títulos emitidos por el Gobierno de Brasil con vencimiento original de más de 90 días. En una nueva evaluación de la compañía llegó a la conclusión de que el vencimiento inicial es determinado por referencia al plazo indicado de la seguridad o el plazo para el ejercicio de cualquiera de las funciones puesto que el emisor no, en función de la frecuencia con la que la liquidez puede estar disponible a través de una subasta, una función de poner a un tercero, o de otra manera. Por lo tanto, si el inversionista debe confiar en el mercado o de un tercero para proveer de liquidez, no el emisor, los valores no deberían ser clasificados como equivalentes de efectivo, sino que debe ser clasificado como de valores de acuerdo con ASC 320-10.

F-23

Como parte del resultado de los activos previamente clasificados como efectivo y equivalentes de efectivo se reclasificaron y como consecuencia de los flujos de efectivo por los años 31 de diciembre de 2008 y 2007 fueron actualizados. El balance de situación y el impacto de pérdidas y ganancias como resultado de estos ajustes se muestra a continuación:

De referenci a Efectos sobre el balance del ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2007.......................................................................................................... Efectivo y equivalentes de efectivo ......................................................(V) Inversiones Financieras .......................................................................(V) Propiedades, planta y equipo, neto ......................................................(Ii) Los contratos de arrendamiento ................................................. (I) Intereses capitalizados - Angra III ..............................................(Ii) Intereses capitalizados - indemnizaciones Tucuruí ....................(Ii) Intereses capitalizados - Angra II ...............................................(Ii) Otros...........................................................................................(Ii) Inversiones en empresas asociadas ....................................................(Iii) Contabilizadas por su valor razonable........................................(Iii) Representaron en función de los costos ....................................(Iii) Sobre la renta y contribución social ..................................................... Patrimonio de los accionistas............................................................... Los resultados acumulados / (pérdidas) .............................................. Otros ingresos acumulados ................................................................. Efectos sobre el balance del ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2008.......................................................................................................... Efectivo y equivalentes de efectivo ......................................................(V) Inversiones Financieras ....................................................................... (V) (iv) Propiedades, planta y equipo, neto ......................................................(Ii) Los contratos de arrendamiento .................................................(I) Intereses capitalizados - Angra III ..............................................(Ii) Intereses capitalizados - indemnizaciones Tucuruí ....................(Ii) Intereses capitalizados - Angra II ...............................................(Ii) Otros...........................................................................................(Ii) Inversiones en empresas asociadas ....................................................(Iii) Contabilizadas por su valor razonable........................................(Iii) Representaron en función de los costos ....................................(Iii) Sobre la renta y contribución social ..................................................... Patrimonio de los accionistas............................................................... Los resultados acumulados / (pérdidas) .............................................. Otros ingresos acumulados ................................................................. Efectos sobre la cuenta de resultados del ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2007 ......................................................................................... Los ingresos operativos netos .......................................................................(Vi) Costos y gastos operativos .................................................................. Electricidad comprada para su reventa ......................................(I) Depreciación y amortización ......................................................(I) Impuestos - PASEP / COFINS ...................................................(Vi) Otros gastos de explotación y gastos .........................................(I) Los gastos financieros, neto ................................................................ Resultado antes de impuestos y contribuciones sociales .............................. Las ganancias en los resultados de las empresas afiliadas................. Reversión de los resultados de la equidad de las compañías afiliadas ...............................................................(Iii) Impuestos sobre la renta y contribución social .................................... Los ingresos netos para el año ............................................................ Las ganancias básicas y diluidas por mil acciones: ............................. Común (R $) ............................................................................... Preferencia A (R $) ..................................................................... B preferido ..................................................................................

F-24

Como se había presentado

Ajuste

Expresadas en moneda

7.645.704 976.717 75.379.549 1.273.976 337654 127.508 78.741 4.822.629 2.972.602 1.850.027 1.989.428 67.629.592 (3.444.621) (496.132)

(4.257.676)) 4.257.676 68.416 1.886.296 (1.273.976)) (337.654) (127.508) (78.741) 3.212.232 3.176.543 35.688 (1.343.811)) 254.451 (1.907.027)) 2.510.031

3.388.028 5.234.393 75.447.965 1.886.296 8.034.861 6.149.145 1.885.715 645.617 67.884.043 (5.351.648) 2.013.899

13.033.078 1.001.908 78.635.566 1.280.230 330.901 159.374 78.741 5.648.132 3.102.453 2.545.679 1.293.304 70.548.278 (3.637.429) (1.627.328)

(7.439.509)) 6.699.772 (11.359) 1.837.887 (1.280.230)) (330.901) (159.374) (78.741) 2.455.156 2.795.839 (340.683) (1.200.829) (1.167.316)) (1.337.856)) (1.588.877))

5.593.569 7.701.680 78.624.207 1.837.887 8.103.288 5.898.292 2.204.996 92.475 69.380.962 (2.299.573)) (38,451)

25.160.049 (9.,677.915) (3.904.204) (2.851.031) (1.131.591) (1.791.089) (3.581.591) 713.638 740.153

(890.523) 1.543.314 627.859 (216.136) 1.131.591 237.357 1.780.671 (740.153)

24.269.526 (8.134.601)) (3,276.345)) (3.067.167)) (1.791.089)) (3.344.234)) 1.603.786 -

740.153 (814.447) 655.130

(740.153) (81.963) 68.032

(896.410) 723.162

0.40 2.02 1.51

0.02 -

0.42 2.02 1.51

Efectos sobre la cuenta de resultados del ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2008 ......................................................................................... Los ingresos operativos netos .......................................................................(Vi) Costos y gastos operativos .................................................................. Electricidad comprada para su reventa ...................................... (I) Depreciación y amortización ...................................................... (I) Impuestos - PASEP / COFINS ...................................................(Vi) Otros gastos de explotación y gastos ......................................... Los gastos financieros, neto ................................................................ (I) Resultado antes de impuestos sobre la renta y contribución social ............................................................................................... Las ganancias en los resultados de las empresas afiliadas................. Reversión de los resultados de la equidad de las compañías afiliadas ...............................................................(Iii) El reconocimiento de los dividendos recibidos ...........................(Iii) Impuesto sobre la renta y contribución social ...................................... Los ingresos netos para el año ............................................................ Las ganancias básicas y diluidas por mil acciones: ............................. Común (R $) ............................................................................... Preferencia A (R $) ..................................................................... B preferido .................................................................................. vi)

30.231.329 (11,810.400) (5.956.745) (3.729.214) (1.464.809) (659.632) 5.115.466

(1.263.543) 1.629.575 271.530 (79.775) 1.464.809 (26.989) (318.874)

28.967.786 (10.180.825) (5.685.215) (3.808.989) (686.621) 4.796.592

11.338.487 665.533

1.310.701 (665.533)

11.385.645 -

665.533 (3.423.739) 8.567.447

(665.533) 40.019 (578.355)

(3.383.720) 7.989.092

1.48 2.17 1.63

7.00 (0.32) (0.24)

8.48 1.85 1.39

Reclasificaciones Para permitir una adecuada comparación con el 2008 y 2007, estados financieros, los activos y pasivos se han reclasificado, así como algunas líneas en la cuenta de resultados. No hay impacto en los ingresos netos de la compañía relacionados con estas reclasificaciones para el 31 de diciembre de 2008 y 2007. La reclasificación principal se refiere a PIS-PASEP/COFINS (ver nota 2 (s)) de "costos y gastos operativos" de los impuestos sobre los ingresos ".

4.

Efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo son los siguientes:

31 de diciembre de 2009

2008

Caja y cuentas bancarias............................................................................................................... 275.779 Las inversiones financieras............................................................................................................ 7.907.445

169.328 5.424.241

8.183.224

5.593.569

Las inversiones a corto plazo están representados por los fondos del mercado monetario poseídos con el Banco do Brasil SA (un banco controlado por el Gobierno Federal de Brasil), de conformidad con el Decreto Ley N º 1.290, del 3 de diciembre de 1973 y las modificaciones derivadas de la Resolución N º 2917, de 19 de diciembre de 2001 del Banco Central de Brasil BACEN, que establece nuevos mecanismos de inversión aplicable a las empresas bajo administración federal indirecta. Líquido de efectivo a corto plazo las inversiones están representadas por los fondos de inversión fuera del mercado, cuyo objetivo rendimientos se basan en la tasa de interés promedio de referencia SELIC. 5.

El efectivo restringido El efectivo restringido se compone de:

31 de diciembre de 2009

2008

475.565 720.657 145.497

156.354 426.897 151.135

Total ................................................................................................................................................. 1.341.719

734.386

Cuenta el consumo de combustible - CCC (a) ................................................................................. PROINFA (b) .................................................................................................................................... Comercialización de energía de la Itaipú Binacional ........................................................................

F-25

)

a) el consumo de combustible cuenta De acuerdo con la Resolución ANEEL N º 20, de 03 de febrero 1999 los concesionarios de distribución de energía eléctrica están obligados a pagar cantidades definidas por la ANEEL para apoyar el costo del combustible utilizado en la generación de energía termoeléctrica en el sistema energético de Brasil, Eletrobrás es responsable de la gestión estos recursos, cuya aplicación también se define por la ANEEL. Como consecuencia de ello, la Sociedad registra como un activo, en contra de los pasivos de la entrada, no todos los fondos disponibles (cuentas bancarias comprometidos) y los gastos pendientes aún resuelta por los concesionarios. b) PROINFA Eletrobrás es responsable de la gestión del PROINFA, un programa del gobierno brasileño encaminadas a diversificar la matriz energética brasileña, mientras que la búsqueda de soluciones regionales a través del uso de fuentes renovables de energía eléctrica, por el uso de los recursos económicos disponibles y tecnologías aplicables. Eletrobrás tiene el derecho de comprar la energía que se produce a través de PROINFA 2026, estas cantidades se refiere principalmente al flujo de caja operacional previsto.

F-26

6.

Cuentas por cobrar neto

31 de diciembre de

Los clientes y los distribuidores de energía ............................................................................... Las cuentas por cobrar renegociada .......................................................................................... CCEE comercio.......................................................................................................................... Proinfa ........................................................................................................................................ Los activos regulados ................................................................................................................ Eletricidad uso de la red .............................................................................................................

2009

2008

5.438.475 2.066.400 474.986 84.663 35.717 291.547

5.155.284 2.876.945 308.646 39.530 86.891 364.472

8.391.788 Provisión para cuentas de cobro dudoso ................................................................................... (1.896.774)

.8831.768 (1.546.967)

Total ........................................................................................................................................... 6.495.014 (-) Actual..................................................................................................................................... (4.732.434)

7.284.801 (4.991.458)

No corrientes ..............................................................................................................................

1.762.580

2.293.343

Ningún cliente ha sido responsable de más del 10% de los ingresos totales en un año. Los derechos de cobro relativos a los consumidores y los revendedores se presentan por su valor probable de realización. a)

Las cuentas por cobrar renegociada Créditos renegociados se formalizan mediante convenios para el pago de las deudas acumuladas en cuotas por los deudores, con devengan intereses y corrección monetaria y términos que fije para el reembolso del principal y los cargos, y se consideran recuperables por la Dirección de la compañía, destacando la lo siguiente: Derivado de electricidad transferida a CELG En 2003, ELETROBRAS renegociar los créditos derivados de la transferencia de energía de ITAIPU BINACIONAL a CELG, asignado por FURNAS a Eletrobrás, en el valor de R$ 392.021. El reenvasado supone la realización de estos créditos en la transferencia directa por la institución financiera colector del distribuidor, del 3,34% de su facturación bruta mensual. Las cuotas tienen un plazo estimado de 216 meses para su descarga total, a partir de enero de 2004, y son indexados por la variación del dólar de los EE.UU.. El saldo al 31 de diciembre de 2009 corresponde a R$ 140,554 mil (31 de diciembre de 2008 - $244.924 dólar), de los cuales R$ 97.106 mil se registran en el activo no corriente (31 de diciembre de 2008 - R$ 181.307). Del mismo modo, en diciembre de 2003, FURNAS renegoció el monto de R$ 378,938 en materia de créditos de su propia energía, indexado mensualmente por el IGP-M y con intereses de 1% por mes, el plazo para el pago que se estima en 216 meses, el mes los montos de pago a 2,56% de la facturación bruta CELG y está respaldado por una garantía bancaria cuenta vinculada, y el saldo de la deuda el 31 de diciembre de 2009 corresponde a R$ 243.235 (31 de diciembre de 2008 - R$310.557), de los cuales R$ 222.554 se registrados en los activos no corrientes (31 de diciembre de 2008 - R$ 286.097), parte de la titulización por cobrar, el monto de R$ 258.000, se asigna al Fondo de Titulización por cobrar (FIDC) - Furnas II. Refinanciamiento de la deuda los estados De acuerdo con el Programa de Mejoramiento Financiera del Sector Público, implementado por la Ley N º 8727 / 93, la filial de FURNAS firmó una cesión de crédito con la Unión, Para reprogramar las deudas existentes CELG en ese momento, relativos a la compra de energía, a ser pagado en 240 meses, a partir de abril de 1994. Los créditos son indexados basado en el IGP-M, con un interés anual del 11%, totalizando R$ 641.004 al 31 de diciembre de 2009 (31 de diciembre 2009 -R $727.184). El ELETROSUL subsidiaria, por medio del programa de mejora mismo ejercicio, tiene créditos con el sindicato indexados por el IGP-M, con intereses anuales del 12,68%, totalizando R$ 641.004 al 31 de diciembre de 2009 (31 de diciembre 2008 - R$ 676.230 ), de los cuales R$ 490.718 mil se registran en el activo no corriente (31 de diciembre de 2008 - R$ 547.831), a pagar en 240 meses, a partir de abril de 1994, como consecuencia de la asunción de la filial de los derechos de las concesionarias eléctricas del Estado. La legislación vigente prevé que si los 20 años de plazo expira y el equilibrio que debe recibir todavía sigue siendo, la financiación podrá ser prorrogado por otros 10 años, esta hipótesis es probable que ocurra, ya que el sindicato

F-27

sólo transfiere los recursos efectivamente recibidos de la Los Estados que, a su vez, están limitados por ley a los niveles de compromiso de sus ingresos. b)

Las transacciones con CCEE (Cámara de Comercio de Energía Eléctrica) Las cantidades correspondientes a las operaciones practicadas en el ámbito de la CCEE se registran con base en la información facilitada por el CCEE. Las operaciones realizadas en el 2009 generó, por ELETROBRAS y sus subsidiarias, un crédito neto de R$51.056. La filial de FURNAS mantiene créditos por valor de $ 293.560 dólar, en relación con el comercio de electricidad en el ámbito del MAE, relativo al período entre septiembre de 2000 septiembre de 2002, cuya liquidación financiera se ha suspendido debido a la concesión de órdenes de restricción en las demandas propuestas por la distribución de electricidad concesionarios en contra de la ANEEL y MAE, ahora conocido como CCEE, dada la incertidumbre de su realización, la Compañía mantiene previsiones para cuentas incobrables, por un importe equivalente al total del crédito, establecido en 2007. De acuerdo con las normas establecidas en el Acuerdo Interconfederal General de Electricidad, la resolución de estos conflictos que implicaría un nuevo examen, lo que sería el objeto de acuerdo entre las partes sin la intervención de la CCEE, en este sentido, es intención del gobierno de mantener las negociaciones, con ANEEL y la participación de la CCEE, con miras a la reestructuración de créditos, a fin de permitir una solución negociada para su solución.

c)

Venta de la electricidad generada por Itaipú Binacional La Ley N º 10.438 del 26 de abril de 2002, obligado ELETROBRAS adquirir toda la electricidad generada por Itaipú Binacional para ser consumidos en Brasil, y el comercio de esta electricidad. Por lo tanto, en el 2009, el equivalente a 83.848 GWh se vendieron, la tarifa de suministro de energía (compra) practicada por Itaipu Binacional fue de dólares de los EE.UU. 22.60/KW y la tarifa de venta fue de dólares de los EE.UU. 25.03/KW. Los resultados de la comercialización de la electricidad de la Itaipú Binacional, de acuerdo con el Decreto 4550 del 27 de diciembre de 2002, la observación de las modificaciones introducidas por el Decreto 6265 del 22 de noviembre de 2007, son los siguientes: •

Si es positivo, se le asignará, por medio de prorrateo para el consumidor individual, a través de un crédito de bonificación en la factura eléctrica de los consumidores del Sistema Eléctrico Interconectado de Brasil, para las clases residenciales y rurales con un consumo mensual inferior a 350 kWh, y

•

Si es negativo, se incorpora por la ANEEL en el cálculo de la tarifa de venta de la electricidad contratada en el año posterior a la formación del resultado.

En el año fiscal de 2009, la actividad tuvo un superávit de R$ 40.418, y la obligación resultante se incluye en los Derechos de Reembolso "el tema. d)

El comercio de electricidad - PROINFA El comercio de electricidad en el ámbito del PROINFA (Programa Brasileño de Energía Renovable de incentivos) ha generado un resultado neto positivo en 2009 de R$ 377 mil (31 de diciembre de 2008 - R$35.643), que no causan ningún efecto en el resultado neto de Eletrobrás para el años, esta cantidad se incluyen en los Derechos de Reembolso "el tema. e) Provisión para cuentas de cobro dudoso Las subsidiarias establecer y mantiene previsiones, en cumplimiento de las normas ANEEL, con base en el análisis de los valores constantes incluidas en las cuentas por cobrar vencidas y el historial de pérdidas, la cantidad de que se considera por la dirección de las filiales, es suficiente para cubrir eventuales pérdidas en la realización de estos bienes, el saldo al 31 de diciembre de 2009 es de R$ 1.896.774 (31 de diciembre de 2008 - $ 1.546.967 dólares), está compuesta de la siguiente manera: 31 de diciembre de 2009 RTE - ajuste extraordinario (Energía Libre - La pérdida de ingresos y 37.016 una porción) ................................................................................................................. Los consumidores y los distribuidores

F-28

2008 66.998

31 de diciembre de 2009

2008

Companhia Energética do Amapá (Amapá de Energía 727.425 Empresa) ..................................................................................................................... 320.564 Otros .................................................................................................................................

566.283 98.461

1.047.989

664.744

518.209 Los consumidores de los distribuidores ........................................................................................ 293.560 CCEE (Cámara de comercio de electricidad) - energía a corto plazo ...........................................

521.665 293.560

1.896.774

1.546.967

A efectos fiscales, la provisión superávit establecido en relación con las disposiciones de la Ley N º 9430 / 1996 ha sido añadido a la base imponible a efectos del Impuesto sobre la Renta - IRPJ y, también, la base de cálculo de la contribución social sobre el ingreso neto - CSLL. 7.

Inversiones Financieras Investiments financieros se describen a continuación: 31 de diciembre de

a)

2009

2008

Billetes emitidos por el Gobierno de Brasil CFT-E1 (a) ................................................................................................................................ NTN-P (b) ................................................................................................................................. LTN (c) ...................................................................................................................................... LFT (d) ...................................................................................................................................... Asociación de ingresos (e) ............................................................................................................ Partes beneficiarias .......................................................................................................................

225.176 186.223 222.116 7.403.319 149.818 157.685

208.761 254.481 656.666 6.313.410 165.441 90.697

Otro ...............................................................................................................................................

5.595

12.224

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

8.349.932

7.701.680

Corriente........................................................................................................................................

7.662.640

7.439.509

No corrientes .................................................................................................................................

687.291

262.171

CFT-E1 (Tesoro Nacional Certificado) - títulos públicos con remuneración equivalente a la variación del IGP-M, sin intereses, con una fecha de amortización fija a partir de agosto de 2012, la empresa matriz mantiene una provisión para ajustar el valor de mercado en la fecha de referencia de 31 de diciembre 2009, el monto de R$ 84.728 (31 de diciembre de 2008 - R$105.465), determinado sobre la base de las prácticas de descuentos en el mercado de capitales y se presenta como la reducción del activo en cuestión. b)

NTN-P (Notas del Tesoro Nacional) - títulos públicos recibidos como pago por la transferencia de las inversiones en acciones en el ámbito del Programa Nacional de Privatización - PND, estos títulos tienen una remuneración equivalente a la variación de la Tasa Referencial - TR, divulgada por el brasileño Banco Central, con una tasa de interés del 6% por año (pa) en el valor actualizado con una fecha de amortización fija a partir de febrero de 2012.

c)

LTN (Letras del Tesoro Nacional) - valores públicos utilizados por el Tesoro como instrumento de recursos.

d)

LFT (Proyectos de ley nacionales Financial) - Títulos Públicos con una remuneración equivalente a la variación de la tasa Selic, tasa de interés básica de la economía. LFT es una especie de préstamo del Tesoro Nacional de Brasil. Hay activos se clasifican como comerciales.

e)

Asociación de ingresos - que consta de rendimiento de las inversiones conjuntas, i, e, rendimiento promedio equivalente al cambio en el Índice General de Precios de Mercado ("IGP-M"), más los intereses que van del 12% al 13%, la capital, sobre contribuido, como se muestra a continuación: 31 de diciembre de 2009

F-29

2008

31 de diciembre de 41.327 49.353 73.320 64.620 35.171 16.226 35.243

Ear ........................................................................................................................ Tanguará .............................................................................................................. Elejor .................................................................................................................... Otro .......................................................................................................................

149.818

8.

165.442

Los inventarios de combustible nuclear El combustible nuclear utilizado en Angra I y Angra II plantas contienen elementos fabricados con aleaciones de metales y uranio. Inicialmente, el mineral de uranio y los servicios necesarios para su fabricación se adquieren y se clasifican en activos no corrientes - cuentas por cobrar a largo plazo en la cuenta de "Inventario de combustible nuclear", después de concluir el proceso de fabricación, la parte relacionada con el consumo estimado para el 12 los meses siguientes se clasifica en el activo circulante, en "Almacén". El pago mensual de los gastos operativos es proporcional, teniendo en cuenta la energía mensual efectivamente generada con respecto a la energía total estimado para cada elemento de combustible, y la compañía hace que los inventarios y evaluaciones periódicas de los elementos de combustible nuclear que se han sometido al proceso de generación de electricidad y se almacenan en un usado combustible almacén. El desglose a 31 de diciembre de 2009, del inventario de combustible nuclear para las operaciones de las plantas de energía termonuclear UTN Angra I y Angra II UTN:

R$ 31 de diciembre de 2009

2008

Los activos corrientes Material almacenado ................................................................................... 40.579 Los inventarios de combustible nuclear ...................................................... 324.634

36.161 287.443

365.213

323.604

Los activos no corrientes Los inventarios de combustible nuclear ...................................................... Concentrado de uranio ............................................................................... 111.199 Elementos listos .......................................................................................... 239.771 Material almacenado ................................................................................... 267.303 Servicios - combustible nuclear .................................................................. 137.161

104.442 146.736 259.213 214.751

755.434

725.142

1.120.647

1.048.746

El valor de R$ 365.213 (31 de diciembre de 2008 - R$ 323.064) también se registra como Activos Corrientes consolidado en materiales y suministros, se refiere a los inventarios de combustible nuclear. 9. Impuestos sobre la renta Impuestos sobre la renta en Brasil consisten en el impuesto federal sobre la renta y contribución social, que es un impuesto federal adicional, la ley promulgada compuesto tasa del impuesto aplicable a los períodos presentados es del 34%, representado por un 25% la tasa de impuestos federales más un 9% de la contribución social . La base imponible de la compañía se generan en Brasil y por lo tanto sujetos a la tasa vigente en Brasil. ASC 740, Impuesto a la Renta se ofrece orientación sobre el reconocimiento, clasificación y divulgación de las obligaciones tributarias inciertas. La evaluación de una posición fiscal requiere del reconocimiento de un beneficio fiscal si es más probable que no será sostenido en el examen. La Compañía adoptó esta interpretación el 1 de enero de 2007. La adopción no tuvo un impacto material en los estados financieros consolidados de Eletrobrás. La Compañía y sus subsidiarias presentan declaraciones de impuestos en Brasil. El plazo de prescripción suele ser de cinco años. Por lo tanto, consideramos que las inspecciones fiscales a través de 2002 para ser completado. La

F-30

Compañía clasifica los intereses sobre los saldos por impuesto sobre beneficios como gastos por intereses o ingresos por intereses y sanciones relacionadas con impuestos clasifica como gastos operativos. Al 1 de enero de 2007, la Compañía no tenía interés material acumulado y multas por pagar. a)

Los ingresos fiscales de reconciliación Los importes registrados como gasto por impuesto en los estados financieros se concilian con los tipos legales de la siguiente manera:

Año terminado en diciembre, 31 2009

2007 (actualizado)

2008 (actualizado)

(2.714.667) Utilidad (pérdida) antes de impuestos sobre la renta y contribución social .................... 922.987 Impuesto sobre la renta (gasto) a tasas estatutarias - 34%....................................... Ajustes para determinación de la tasa efectiva de impuestos: (252.113) Beneficio fiscal sobre intereses sobre capital propio ................................................. (163.153) Beneficio fiscal - CHESF ........................................................................................... 575.616 Otras diferencias permanentes (i) .............................................................................

11.385.645 (3.871.119)

1.603.786 (545.287)

(583.187) (343.251) 2.031.051

(239.185) 2.822.268

1.083.337 Impuesto sobre la renta (gasto) en los estados de resultados .......................................

(2.766.506)

2.037.796

Las empresas brasileñas están autorizadas a pagar intereses sobre capital propio en lugar de dividendos. El cálculo se basa en cantidades patrimonio neto preparado de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados en Brasil. El tipo de interés no podrá exceder de la tasa de interés a largo plazo determinado por el Banco Central de Brasil y los intereses pagados no podrá exceder del mayor de 50% de los ingresos netos para el año o el 50% de las ganancias retenidas más las reservas de los ingresos. El monto de los intereses sobre el capital propio es deducible para efectos del impuesto sobre la renta. En consecuencia, en lugar de un pago de dividendos, el beneficio para la empresa es una reducción en sus ingresos equivalente a los impuestos a pagar a la tasa impositiva aplicada a dicho monto, impuesto sobre la renta es retención en el pago de dicha cantidad a los accionistas a razón de un 15%. b)

Sobre la renta y contribución social Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, los saldos de impuestos diferidos se han calculado utilizando una tasa de 34%, lo que es la tasa esperada de estar en vigor en la realización. Los principales componentes de la cuenta de ingresos diferidos de impuestos en el balance son los siguientes:

31 de diciembre de 2009 2.639.952 Sobre la renta y contribución social - activos................................................. (1.414.292) Las diferencias temporales ........................................................................... Ingresos diferidos finales y contribución social - activos ......................................... 2.724.569 Ingresos diferidos finales y contribución social - pasivos ........................................ (1.498.909) Por impuestos diferidos netos ................................................................................. 1.225.660

2008 1.293.404 (1.200.929) 1.333.323 (1.240.848) 92.475

La Compañía cuenta con algunos incentivos fiscales relacionados con la aplicación de una parte del impuesto sobre la renta cada año en proyectos ubicados en ciertas áreas de Brasil. Una cantidad igual al ahorro fiscal deberá destinarse a una cuenta de reserva dentro del capital contable y no podrán ser distribuidos en forma de dividendos en efectivo. c)

El análisis de los saldos de impuestos diferidos Pérdidas fiscales no tienen fecha de caducidad. Sin embargo, la compensación anual se limita al 30% de la cantidad de pérdida total. El 1 de enero de 2007, la Compañía adoptó la ASC 740, "Impuesto a la Renta"(" ASC 740 "). La interpretación establece una escala para el reconocimiento de los estados financieros y la medición de una posición tributaria tomada, o espera que se adopten en la declaración de la renta. Para cada posición fiscal, la empresa debe determinar si es "más probable" que no es que la posición se mantendrá en el examen basado en los méritos técnicos de la posición, incluyendo la resolución de las apelaciones relacionadas o litigio. Una situación fiscal que cumpla con los "más probable que no" umbral de reconocimiento se mide para determinar el importe de la prestación a reconocer en los estados financieros. No hay beneficios pueden ser reconocidos por las posiciones fiscales que no cumplen con los "más probable que no" umbral. La ventaja que se reconoce es la cantidad más grande que es más probable que no se dio cuenta de la liquidación final.

F-31

Como resultado de ASC 740, la Compañía ha accruded aproximadamente R$ 26.875, como resultado de los beneficios fiscales no reconocidos en su CERON filial. La Compañía reconoce los intereses y multas relacionadas con los beneficios fiscales no reconocidos en los gastos financieros y gastos operativos, respectivamente. Las filiales ELETRONORTE, Eletronuclear y Energia Amazonas presentó pérdidas imponibles negativas por importe de R$ 2.710.518 millones al 31 de diciembre de 2009 (R$ 2.660.168 al 31 de diciembre de 2008). Con base en los resultados presentados por las filiales en los últimos 2 años, y en las expectativas de Dirección de la Sociedad de la generación de ingresos en sus filiales en el futuro, no de los activos por impuestos diferidos se registró. 10.

Diferidos activos reguladores y derecho de reembolso

31 de diciembre de 2009

2008

ITAIPU BINACIONAL costos recuperables .................................................................................................. 17.913.234 2.753 Acuerdo general del sector eléctrico ............................................................................................................

23.603.738 30.879

Total ............................................................................................................................................................. 17.915.987 (2.155) (-) Actual .......................................................................................................................................................

23.634.617 (25.124)

No corrientes ................................................................................................................................................ 17.913.832

23.609.493

Itaipú recuperar los costos I)

Se refiere a los resultados acumulados de la ITAIPU BINACIONAL, que se considera los costos recuperables que se aplace bajo ("SFAS 71"), ya que esta cantidad será recuperada a través de las tarifas futuras La recuperabilidad de los activos regulación se garantiza sobre la base de los términos del tratado, Teniendo en cuenta el hecho de que el período de este tratado es hasta 2023, la recuperación se basa en los costos que serán incurridos hasta esa fecha en una base de efectivo. Como una parte importante de los costos es el servicio de la deuda, la valorización seguirá el período de las condiciones de pago de la deuda relacionada. La realización de este activo depende de la realización en el futuro de los supuestos definidos en el tratado de Itaipú, 26 de abril de 1973 y la estimación de los flujos de caja futuros. La Compañía considera que a efectos contables el tratamiento de la ITAIPU BINACIONAL cumple con los requisitos de la Norma 71, debido a lo siguiente:

II)

i.

ITAIPU BINACIONAL tiene su propio consejo de administración la facultad por la ley (tratado) para establecer las tasas que se unen a los clientes;

ii.

El tratado que regula el funcionamiento de la ITAIPÚ BINACIONAL y las exposiciones de ese tratado establece que la tarifa cobrada debe cubrir el costo del servicio de electricidad, por lo que la operación está diseñada para recuperar los costos de prestación de los servicios regulados o productos.

iii.

En Brasil, El Gobierno Federal y los organismos reguladores son responsables de la planificación del sistema energético brasileño. Esta planificación estratégica en cuenta la capacidad de la ITAIPÚ BINACIONAL generación, así como la necesidad de recuperar sus inversiones y los costos dentro del plazo que la ITAIPU BINACIONAL tratado es eficaz (hasta 2023). En la actualidad, no hay cambios previstos en los niveles de demanda y teniendo en cuenta el actual escenario es poco probable que la demanda de energía generada por Itaipú Binacional va a disminuir. Respecto a la competencia, en la actualidad no hay otras empresas que sean capaces de producir en los niveles de capacidad igual ITAIPU BINACIONAL. Planificación tarifa se establece en niveles que permitan la recuperación de sus costes, que se cobrará y se reciben de los consumidores. Históricamente, las tarifas cobradas se han recogido, y

iv.

Es probable que los ingresos futuros, en una cantidad al menos igual a los costes capitalizados, que son las bases de la Itaipú Binacional de las tarifas, se recuperará. Los valores resultantes de la comercialización de electricidad de la Itaipú Binacional Apoyado por la Ley N º 11.480 / 2007, el factor de ajuste de los acuerdos financieros ejecutados con Itaipú Binacional y del acuerdo de cesión de crédito ejecutado con el Tesoro Nacional a partir de 2007 fue excluido, al tiempo que garantiza el mantenimiento completo del flujo de los créditos ELETROBRAS. Como resultado, el Decreto 6265 del 22 de noviembre de 2007 fue promulgada con el fin de regular la comercialización de la electricidad de la Itaipú Binacional, la definición de los factores que deben aplicarse en la tarifa de venta, la

F-32

creación de un activo reglamentarios relacionados con el factor de verificación anual, correspondiente a la factor de ajuste anual retirado de la financiación para cada año incluido en la tarifa de venta a partir de 2008. Por lo tanto, a partir de 2008, el factor derivado de la eliminación de factor de ajuste anual se ha incluido en la tarifa de venta de energía generada por Itaipú Binacional, cuyos montos son anuales definidos por medio de una ordenanza ministerial conjunta de los Ministerios de Hacienda y de Minas y Energía. La tarifa de venta en vigor en 2009 incluye el importe correspondiente a dólares de los EE.UU. R$ 214.989 mil, ratificado por la ordenanza MME / MF 398/2008. El saldo de los activos regulatorios derivados de la comercialización de electricidad de la Itaipú Binacional, representados por la partida del activo diferido de regulación, en activos no corrientes, asciende a R$ 1.842.309 correspondiente a dólares de los EE.UU. R$1.058,069 mil (31 de diciembre de 2008 - R$ 4.312,809 mil, lo que corresponde a dólares de los EE.UU. R$ 1.845.447 mil). La metodología para calcular los activos de regulación se rige por la orden ministerial conjunta MME / MF 313/2007, 11 de diciembre de 2007. 11.

Préstamos y cuentas por cobrar de financiación La financiación y los créditos concedidos son clasificadas como activos financieros, mantenidos hasta su vencimiento. Estos financiamientos y préstamos y sus respectivos cargos son asignados hasta la fecha del balance, y se actualizan de acuerdo con el ajuste contractual monetaria o los tipos de cambio. El valor de mercado de estos activos son equivalentes a su valor contable. La financiación y los créditos concedidos se hacen con fondos propios de Eletrobrás, además de los fondos del sector, los fondos externos obtenidos por medio de agencias internacionales de desarrollo, instituciones financieras, así como los derivados de la oferta de valores en el mercado financiero internacional. Toda la financiación y los préstamos están respaldados por acuerdos formales ejecutadas con los prestatarios. Los importes a cobrar su mayoría son reembolsables en cuotas mensuales, con un plazo promedio de diez (10) años y una tasa de interés promedio ponderado por el saldo de la cartera, de 6,91% anual La financiación y los préstamos concedidos con una cláusula de ajuste monetario, representan casi el 52% de la cartera total. Aquellos que proporcionan un ajuste basado en índices que representan los niveles de precios internos-el 19% del saldo de la cartera. Estos recursos han sido otorgados a diversas empresas de la industria de la energía, de la siguiente manera:

31 de diciembre de 2009 Anual promedio velocidad

CEMIG ......................... Del 6,22% COPEL .........................8,39% CEEE ...........................8,01% DUQUE ........................ 10.00% ES Tietê ..................... 10.00% ES Eletropaulo 10,48% ractebel ...................... 12,00% CELPE .........................6,00% CEMAR ........................5,94% CESP ...........................9,36% Otro .............................. revisión para acounts dudoso ....................

otal ............................. I)

2008 Anual promedio velocidad

Corriente

Nocorriente

57.957 6.139 1.739 128.642

343.741 88.512 20.033 362.530

401.698 94.651 21.772 491.171

6,76% 10,21% 9,33% 10.00%

65.479 4.977 66.865 171.066

403.565 67.142 30.085 439.233

254.171 394.841 33.146 17.937 30.220 31.845 586.942

716.276 513 10796 62286 363860 201823 1752576

970.447 395.355 43942 80224 394080 233668 2339518

10.00% 10,01% 12,00% 6,00% 5,09% 9,36%

229.478 392.337 30.318 18.040 27.506 29.286 545.990

982.694 41.114 77.957 317.532 235.273 1.759.767

392.337 71.432 95.997 345.038 264.559 230.5757

(192,232)

(117.675)

-

(117.675

5.274943

1.463.667

4.354.362

5.818.029

(192.232 1.351.997

)

3.922.946

Total

Créditos con AES-Eletropaulo - Demanda

F-33

Corriente

No corrientes

Total 469.044 72.119 96.950 610.299 1.212.172

)

En 1989, ELETROBRAS ante el tribunal una demanda ordinaria contra Eletropaulo, Con el objetivo de recibir los créditos derivados de financiamientos no se paga en los plazos respectivos, de acuerdo con criterios de avanzada en los artículos y condiciones establecidas. Después de la obra fue por la vía legal, en abril de 1999, el veredicto fue emitido para Eletropaulo a pagar la cantidad financiada y no se cumpleo. Posteriormente, el veredicto fue confirmado para ser "cosa juzgada", lo que significa que Eletropaulo no presentó ninguna apelación a la decisión del tribunal de primer nivel. Una orden de ejecución fue propuesta por ELETROBRAS ante el Juzgado Quinto Civil de Río de Janeiro, para determinar el pago. Sin embargo, en enero de 1998, de la escisión parcial de Eletropaulo Activos se llevó a cabo, resultando en tres empresas distintas - EMAE - Empresa Metropolitana de Aguas e Energia S. A. EPTE - Empresa Paulista de Transmissão de Energia S.A. y EBE - Empresa Brasileira de Energia S. A., donde como Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S. A. cambió su razón social a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. Eletropaulo puso en duda la ilegitimidad de la División de Protocolo parcial. Esto fue rechazada, y se determinó que el veredicto debria continuar. En diciembre de 2003, una apelación interlocutoria fue presentada por Eletropaulo, Que exige la suspensión de la decisión que determino la continuación de la ejecución. Este recurso fue aceptado en el supuesto de que Eletropaulo no sería elegible para satisfacer la demanda ejecutiva y en su lugar sería CTEEP Companhia de Transmissão de Energía Eléctrica Paulista (Antes EPTE), de conformidad con el protocolo mencionado. Recursos extraordinarios y especiales fueron presentadas por ELETROBRAS, impugnar la sentencia de Eletropaulo de Apelación afirmando que la ejecución debe continuar y la impugnación Eletropaulo defensa de un procedimiento de requerimiento por parte del deudor, sin excepciones. A partir de esta decisión, Eletropaulo há obtenido órdenes judiciales de declaración, posteriormente una apelación de regulación y, eventualmente, medidas precautorias divergencia cuya decisión final se dio a conocer en noviembre de 2007, se rechaza la apelación de Electropaulo. Después de agotar todos los recursos posibles en el tribunal de apelación, Eletropaulo apeló ante la Corte Suprema Federal - STF. El STF rechazó el recurso en marzo de 2008. A la luz del proceso judicial, la gestión de Eletrobrás considera la realización de los créditos como ciertos. Estos créditos, el 31 de diciembre de 2009, ascendió a R$ 395.355 (31 de diciembre de 2008 - R$ 392 337), con base en las condiciones originales de los acuerdos con Eletropaulo, grabado en los registros contables, lo que, si se ajusta por los índices utilizados por los tribunales, sería de R$ 1.183.515 (31 de diciembre de 2008 - R$1,061,329 ). Dirección de la Sociedad no ha registrado el importe del ajuste a los criterios difieren de los contractualmente acordados y el proceso no ha concluido. II)

Previsión para deudores incobrables - PCLD La Compañía reconoce provisiones para cuentas dudosas de R$ 192.232 (31 de diciembre de 2008 -R$117.675) correspondientes al principal y el servicio de la deuda de las empresas en mora. El importe de estas provisiones se determina que es suficiente por la Administración de la Compañía para cubrir las pérdidas con estos activos, basado en el análisis de las tendencias de la cartera.

12.

Impuestos por recuperar Impuestos por recuperar se componen de la siguiente manera:

31 de diciembre de 2009 Los ingresos corrientes y contribución social: ................................................................................................ IVA ................................................................................................................................................................. Otro ................................................................................................................................................................

1.536.217 873.869 566.620

Total ............................................................................................................................................................... 2.976.706 (-) Actual......................................................................................................................................................... (1.035.622) No corrientes .................................................................................................................................................. I)

1.941.084

2008 1.582.316 853.510 651.094 3.086.920 (1.741.195) 1.345.725

ICMS recuperable (IVA), PIS / PASEP y COFINS (Otros) en la compra de combustible Con el fin de reembolsar a las empresas concesionarias del Servicio de Energía Eléctrica de Servicios Públicos que tienen operaciones de generación térmica utilizando el sistema aislado, la Ley N º 10833 / 2003, que modifica la Ley N º 8 631 / 1993, estableció la Cuenta de Consumo de Combustible - CCC se reflejan estos reembolsos para el año 2004, y parcialmente en cuenta para estos reembolsos para el año 2005 hasta el 2008.

F-34

A través de la Resolución Normativa 303/2008, ANEEL estableció metodologías y procedimientos para determinar el monto del ICMS registrado como un gasto derivados de la compra de combustible, así como la pasivos que se reembolsará a CCC-ISOL por los agentes beneficiarios que recibieron cantidades ICMS de reembolso en exceso del coste efectivo que recibieron cantidades ICMS de reembolso superior al costo efectivo incurrido con este impuesto. El comunicado de la Directiva 2.775/2008 - SFF / ANEEL regula, entre otros temas inherentes a la clausura de los estados financieros de 2008 de los concesionarios de servicios públicos de electricidad, el reembolso a la Cuenta de Consumo de Combustible - CCC de las cantidades correspondientes al PIS / PASEP y COFINS créditos aplicados para el combustible adquirido para la generación de energía eléctrica en régimen no acumulativo desde 2004 hasta 2008. Antes de 2007, la gestión de la filial de Amazonas Energia cree que el combustible adquirido para fines de generación de electricidad subsidiada por CCC no tenía derecho a créditos de PIS / PASEP y COFINS. En 2008, la gestión de la filial, determinó que debe reconocer el crédito en todas las adquisiciones de petróleo de la compañía de combustible durante el período determinado por la ANEEL, el cómputo de crédito fiscal de R$ 498.171 y el reconocimiento de esto en los activos no corrientes. Con el fin de evitar posibles riesgos de perder estos créditos reconocidos por las Leyes N º 10637 / 2002 y N º 10.833 / 2003, la Administración de la filial, guiados por sus asesores legales, presentó una demanda en la corte contra el Gobierno Federal de suspender el estatuto de limitaciones período. La utilización de créditos fiscales que está sujeto a futuras operaciones que se originan los débitos que, de acuerdo con la gestión de la filial, se producirá aun en el supuesto de la sustitución de fuel-oil por gas natural como insumo en la generación de electricidad y la entrada de Manaus en el Sistema Interconectado Nacional - SIN, la Ley N º 12111 / 09 permite la protección de los aumentos en los impuestos de compra de combustible, donde la distribución se iniciará dentro de cuatro años y. II) PIS / PASEP y COFINS inconstitucionalidad El Supremo Tribunal Federal - STF declaró la inconstitucionalidad del párrafo 1 del artículo 3 de la Ley N º 9718 / 98, lo que aumentó la base de cálculo del PIS / PASEP y COFINS y creó, en ese momento, un nuevo concepto de facturación. Se cubrió el total de ingresos percibidos por la persona jurídica, independientemente del tipo de actividad y adoptó la clasificación contable. El concepto de facturación nuevos se determinó que era inconstitucional y ha sido modificada. Con base en el Código Tributario Nacional Brasileño - CTN, las empresas del Sistema Eletrobrás tratar de recuperar sus derechos de crédito y la devolución del importe pagado en exceso como consecuencia del aumento de inconstitucionalidad de esas contribuciones. A partir de la fecha de estos estados financieros, no hubo una decisión final sobre esta cuestión. En consecuencia, Eletrobras no sólo ha reconocido los créditos fiscales potencial de PIS / PASEP y COFINS, que son aún por determinar.

13.

Inversiones

31 de diciembre de 2009

2008 (actualizado)

Inversiones ..................................................................................................................................... Coste de adquisición ...................................................................................................................... Ear......................................................................................................................................... Itiquira ................................................................................................................................... TANGARA ............................................................................................................................. EPTE ..................................................................................................................................... GUASCOR ............................................................................................................................ ELEJOR ................................................................................................................................ Inambari ................................................................................................................................

F-35

68.000 41.339 27.284 13.800 3.300 10.000 13.792

68.000 41.339 27.284 13.800 3.300 10.000 -

31 de diciembre de 2009

2008 (actualizado)

ENERPEIXE (XII) ..................................................................................................................350.763 STN (I)................................................................................................................................... 97.020 Artemis (II)............................................................................................................................. 68.912 SC Energia ............................................................................................................................ 69.005 RS Energia ............................................................................................................................ 73.492 Uirapuru (III) .......................................................................................................................... 19.600 ETAU (IV) .............................................................................................................................. 9.568 Transleste (XIII) ..................................................................................................................... 11.896 Transirapé (XV) ..................................................................................................................... 5.474 Transudeste (XIV) ................................................................................................................. 7.500 Centroeste de Minas (XIX) .................................................................................................... 16.060 Chapecoense ........................................................................................................................259.545 Intesa (VIII)............................................................................................................................ 75.905 Amazonia - AETE (VII) .......................................................................................................... 21.300 Energética Aguas de Pedra (IX) ............................................................................................123.969 Serra do Facão (XVI) ............................................................................................................137.484 Retiro Baixo Energética (XVII) .............................................................................................. 99.920 Baguari Energia (XVIII) ......................................................................................................... 79.225 Brasnorte (XI) ........................................................................................................................ 89.009 Amapari (X) ........................................................................................................................... 41.423 Energia Sustentável (V) ........................................................................................................411.486 Estação Transmissora de Energía (VI) ................................................................................. 208786 CDSA .................................................................................................................................... 11.801 CER............................................................................................................................................102, CEA ............................................................................................................................................ 20 EEB ............................................................................................................................................ 3 Otro ............................................................................................................................................ 381.611

350.763 97.020 64.976 69.005 73.492 19.600 9.841 11.896 5.474 7.500 6.514 270.855 75.905 21.300 123.969 273.713 67.188 61.925 39.600 41423 100.004 11.801 102 20 3 237.385

2.848.394

2.204.996

F-36

Para una discusión sobre la actualización de nuestras inversiones, véase la nota 3 (ii)

31 de diciembre de 2009

2008 (actualizado)

Inversiones ................................................................................................................................... Los precios de cotización ............................................................................................................. CEEE-GT ............................................................................................................................ 499.490 CEEE-D............................................................................................................................... 380.244 EMAE .................................................................................................................................. 209.163 CEMAT ............................................................................................................................... 319.520 CTEEP ................................................................................................................................ 2.820.116 CELPA ................................................................................................................................ 339.716 CEMAR ............................................................................................................................... 622.598 CESP .................................................................................................................................. 181.872 CELESC .............................................................................................................................. 145.593 AES TIETE .......................................................................................................................... 604.743 COELCE ............................................................................................................................. 163.746 CELPE ................................................................................................................................ 52.687 COPEL ................................................................................................................................ 55.873 Energisa .............................................................................................................................. 68.359 ELETROPAULO .................................................................................................................. 72.300 Energias do Brasil ............................................................................................................... 16.615 CPFL ENERGIA .................................................................................................................. 30.077 CELG .................................................................................................................................. 276 DUQUE ............................................................................................................................... 15.895 CEB ..................................................................................................................................... 9.193

480.596 932.871 93.706 245.272 2.276.138 289.540 398.427 88.378 144.786 449.025 119.359 34.909 33.677 208.620 53.439 11.192 25682 287 7.979 4.411

6.608.077

5.898.292

9.456.471

8.103.288

El 1 de enero de 2008, adoptó ELETROBRAS ASC N º 825 - "Instrumentos financieros"(" ASC 825 ") para la valoración de las inversiones de la empresa en filiales (Ver Nota 3a). Eletrobrás tiene varios procedimientos legales dentro del Poder Judicial en las distintas etapas de la prueba, donde se encuentra el demandado (ver Nota 21), en que los activos que representan 9,57% de su cartera total de inversiones se han ofrecido como garantía, de la siguiente manera:

Inversión balance Filial

2009

% De garantía

2008 (actualizado)

2.820.116 CTEEP .................................................................. 209.163 EMAE .................................................................... 181.872 CESP .................................................................... 604.743 AES TIETE ............................................................ 163.746 COELCE ............................................................... 15.895 DUQUE ................................................................. 319.520 CEMAT.................................................................. 9.193 CEB ....................................................................... 339.716 CELPA .................................................................. 52.687 CELPE .................................................................. 145.593 CELESC ................................................................ 499.490 CEEE-GT ..............................................................

2.276.138 93.706 88.378 44.025 119.359 79.790 245.272 4.411 289.540 34.909 144.786 480.596

5.361.734

3.900.910

2009 88.93% 100% 95.82% 89.22% 100% 62.48% 86.64% 50% 5.31% 70.32% 15.24% 87.39%

F-37

2008 (actualizado) 91.71% 100% 95.82% 89.19% 100% 62.48% 86.64% 50% 96.99% 71.55% 15.24% 87.39%

Importe de la garantía 2009

2008 (actualizado)

2.507.929 209.163 174.270 539.552 163.746 9.931 276.832 4.597 18.039 37.049 22.188 436.504

2.087.446 93.706 84.684 39.266 119.359 49.853 212.504 2.206 280.825 24.977 22.065 419.993

4.399.801

3.436.883

En los últimos años, ELETROBRAS firmado inversiones en proyectos en colaboración con el sector privado, donde la compañía es el accionista minoritario, la celebración de acciones preferentes. El propósito de estas empresas es que operan en el área de generación de energía eléctrica y la transmisión. Del mismo modo, teniendo en cuenta las necesidades de expansión de la inversión en el sector energético, en línea con la intención del Gobierno Federal para atraer nuevos capitales, como la Ley N º 10438/2002 por las empresas ELETROBRAS subsidiaria también tienen participación no controladora común en las empresas de servicios de electricidad representó por menos de método de costo.

F-38

I.

STN - Se refiere a una sociedad de propósito específico creado por Chesf y por la Sociedad Técnica de Ingeniería Eléctrica - Alusa, para explorar la concesión de una línea de transmisión de 546 km, 500 kV, en los tramos Teresina (PI) Sobral y Fortaleza (CE). La capital de la empresa Sistema de Transmissão Nordeste se divide de acuerdo con la siguiente proporción: Alusa, el 51% y Chesf, el 49%. El proyecto fue concluido en diciembre de 2005 y la operación comercial se inició en enero de 2006.

II.

Artemis Transmissora de Energia - Una compañía cuyo objetivo es explorar las líneas de transmisión de 525 KV, la conexión de Salto Santiago de Ivaiporã y Ivaiporã a Cascavel D'Oeste. El ELETROSUL filial posee el 49% de las acciones del capital social. Las operaciones comenzaron en octubre de 2005.

III.

Uirapuru Transmissora de Energia - Se refiere a una sociedad de propósito específico, establecido en 2004 para construir, operar y mantener 120 km de una línea de transmisión 525 KV, Ivaiporã (PR) - Londrina (PR), con una concesión por 30 años, tiene ELETROSUL 49% de las acciones representativas del capital social Uirapuru, dejando Cymi Holding SA, con un 51%. La línea de transmisión comenzó a operar en 2006.

IV.

ETAU - Empresa Transmissora do Alto Uruguay-Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido para la construcción, operación y mantenimiento de 187 kilometros de una línea de transmisión de 230 KV, Campos Novos (SC) - Barra Grande (SC) - Lagoa Vermelha (RS) - Santa Marta (RS), con una concesión por 30 años, ELETROSUL tiene 27,4% de las acciones ETAU capital, dejando a las empresas Terna Participações, S., con un 52,6%, DME Energética Ltda., con un 10%, y la Companhia Estadual de Energía Eléctrica - CEEE con un 10%. La línea de transmisión comenzó a operar en 2005.

V.

Energia Sustentável do Brasil se refiere a una sociedad de propósito específico, cuyo objetivo es la exploración de la concesión y la comercialización de la energía de la planta hidroeléctrica Jirau, sobre el Río Madeira (RO), con una capacidad de 3.300 MW, y de iniciar la operación estimada en el año 2013, Sistema Eletrobrás cuenta con el 40% del capital de la empresa (CHESF - 20% y Eletrosul - 20%), junto con las empresas Suez Energy South America Participações Ltda., (50,1%) y Camargo Corrêa SA, Investimentos em Infraestrutura SA, (9,9%) . El plazo de concesión del proyecto es de 35 años.

VI.

Estação Transmissora de Energia - Se refiere a una sociedad de propósito específico, cuyo objetivo es la construcción, implementación, operación y mantenimiento de la Utilidad Pública de Transmisión Eléctrica del Sistema Interconectado de red básica, que consiste en la estación No. 1 Refiticadora con corriente alterna / directa actual, y de la Estación N º 1 con inversor de corriente continua / corriente alterna, 600/500 KV - 2.950 MW, con una concesión por 35 años, del Sistema Eletrobrás posee el 49% de las acciones del capital social (ELETROSUL tiene un 24,5% y mantiene ELETRONORTE 24,5%), dejando. Andrade Gutierrez Participações, con un 25,5% y Abengoa Concessões Brasil Holding SA, con un 25,5%.

VII.

Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia - Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido para la construcción, operación y mantenimiento de dos líneas de transmisión de 230 KV - Coxipó (MT) - Cuiabá (MT), con una longitud de 25 km, y Cuiabá MT ( ) - Rondonópolis (MT), con una longitud de 168 km, que inició sus operaciones en agosto de 2005, Eletronorte posee el 49% del capital social AETE'S.

VIII. Intesa - Integração Transmissora de Energia Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido para la construcción, implementación, operación y mantenimiento de la Línea de Transmisión Eléctrica a 500KV, en los tramos RD Colinas - Serra da Mesa 2, 3 circuito, con una concesión por 30 años, la capital de Intesa se divide de la siguiente manera: Sistema Eletrobrás, con un 49% (CHESF - 12% y ELETRONORTE - 37%) y Brasil Energia de fondos privados de inversión de capital - FIP, con el 51%, Intesa las operaciones comerciales se inició en 2008. IX.

Energética Águas da Pedra - Se refiere a una sociedad de propósito específico basado en el Consorcio Aripuanã, que se refieren a contratos de energía a partir de nuevos proyectos, con la consiguiente concesión de HEP ejecución Dardanelos, en el Ambiente de Contratación Regulado, del Sistema Eletrobrás tiene una participación del 49% (CHESF 24,50% y ELETRONORTE - 24,50%), junto con Neoenergia SA, que posee el 51%, la central se llevará a cabo en Río Aripuanã, situado en el norte de Mato Grosso, con una potencia de 261 MW y la potencia media total asegurado de 154,9 MW. Las primeras máquinas se estima que comenzará a operar en 2011, y el promedio de 147 MW se comercializó para el período comprendido entre 2011 y 2041, con una concesión por 35 años.

X.

Amapari Energia - Sociedad de Propósito Especial establecida en 2007 en una asociación entre MPX Energia SA, y Eletronorte, cuyo objetivo es consolidarse como un productor de electricidad independiente (PIE), con una capacidad instalada inicial de 23,33 MW. Esta es una estación de combustible diesel de energía térmica (TPS) en la ciudad de Serra do Navio, Estado de Amapá. ELETRONORTE tiene una participación del 49% y MPX Energia una cuota del 51%.

XI.

Brasnorte Transmissora de Energia - Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido en 2007 con el objetivo de explorar la concesión de Juba - Línea de Transmisión Jauru, 230 KV, con una extensión de 129 km; Maggi Nueva Línea de Transmisión Mutum, 230 KV, la extensión de 273 kilometros ; subestaciones Juba, 230/138 kV y Maggi, 230/138 KV. ELETRONORTE tiene una participación del capital social de 49,71%, Terna Participações SA, del 38,70% y Bimetal Indiana e Com. de Produtos Metalúrgicos Ltda.. de 11,62%.

F-39

XII.

Enerpeixe - Se refiere a una sociedad de propósito especial llamado Enerpeixe SA, cuyo objetivo es la construcción y operación de HPE Peixe Angical, situado en el río Tocantins, cuya capacidad de generación es 452 MW. FURNAS posee el 40% del capital social, y las operaciones se iniciaron en mayo de 2006.

XIII. Transleste - Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido en 2003, con el objetivo de implementar y operar, por un período de 30 años, la línea de transmisión que conecta Montes Claros (MG) de Irapé (MG), en 345 KV de tensión y con extensión de 150 km, la filial de FURNAS posee el 24% del capital social. La línea de transmisión comenzó a operar en 2005. XIV. Transudeste - Esta empresa fue fundada en 2004 con el objetivo de implementar y explotar, por un período de 30 años, la línea de transmisión que conecta Itutinga (MG) para Juiz de Fora (MG), en 345 KV de tensión y con una extensión de 140 km. La filial de FURNAS posee el 25% del capital social. La línea de transmisión comenzó a operar en 2007. XV.

Transirapé - Es una sociedad creada en 2004 con el objetivo de construir, operar y mantener el Irapé (MG) - Araçuaí (MG) de electricidad las instalaciones de la línea de transmisión, a la tensión de 230 KV, con 65 km de extensión. La filial de FURNAS posee el 24,5% del capital social. La línea de transmisión comenzó a operar en mayo de 2007.

XVI.

Serra do Facão - Se refiere a una sociedad de propósito específico establecido con el objetivo de construir y operar la Serra do Facão HPE, con una potencia instalada de 210 MW, situada en el río San Marcos en el Estado de Goiás. FURNAS posee el 29,5% de las acciones. La primera máquina se estima que comenzará a operar en mayo de 2010.

XVII.

Retiro Baixo - Se refiere a una sociedad de propósito especial, llamado Retiro Baixo Energética SA, con domicilio para ejecutar y gestionar el HEP Retiro Baixo, con una potencia instalada de 82 MW, situado en el río Paraopeba, en los municipios de Minas Gerais y la Universidad Pompeu Curvelo. FURNAS posee el 49% del capital social y las obras comenzaron en marzo de 2007. La operación comercial de la primera máquina comenzó en 2009.

XVIII. Baguari Energia - Se trata de una empresa de propósito especial establecida para implementar y aprovechar las Baguari HEP, situado en el río Doce, en el Estado de Minas Gerais, con una capacidad de 140 MW y con las actividades estimadas para el 2009. FURNAS posee 30,61% del capital social y el equilibrio de la inversión el 31 de diciembre de 2009 es completamente registrada como adelanto de futuros aumentos de capital. XIX.

Centroeste de Minas - Es una empresa creada en 2004 con el objetivo de implementar y explotar, por un período de 30 años, la línea de transmisión que conecta FURNAS (MG) para Pimenta (MG), en 345 KV de tensión y con una extensión de 75 km. La filial de FURNAS posee el 49% del capital social.

Eletropar posee una participación no controladora de 49% de Eletronet SA,-Eletronet capital social, actuando como representante de los intereses de las filiales de ELETROBRAS que asignan electricidad con Eletronet, que se encarga de la transferencia de los rendimientos empresariales de las empresas mencionadas ceder, y que tiene derecho a una comisión de gestión y el reembolso de sus gastos a causa de dicho negocio. Eletropar, el 20 de septiembre de 2002, se hizo cargo de la gestión de Eletronet, debido a la omisión de la mayoría de los accionistas de AES Bandeirante Empreendimentos Ltda.. para proporcionar la corrección monetaria de la porción de capital 4. En 2003, el Consejo de Administración de Eletronet decidió declarar la quiebra de la empresa, ya que todas las posibilidades de mantenerlo como un negocio en marcha se habían agotado, y no había perspectivas de una solución definitiva. En la Junta General Extraordinaria de Eletronet celebrada en abril de 2003, los accionistas aprobaron la declaración de quiebra de la empresa con una orden de restricción temporal sobre la continuación de su negocio y la gestión fue autorizada a tomar las medidas legales pertinentes. En mayo de 2003, Eletronet pidió al Poder Judicial del Estado de Río de Janeiro para la declaración de su quiebra con una orden de restricción temporal sobre la continuidad de su negocio. El quinto Corte corporativa decretó la quiebra conforme a lo solicitado. Por lo tanto, Eletronet siguió funcionando bajo la administración del Poder Judicial. En junio de 2006, Eletropar y el quebrado SA Eletronet, recibió notificaciones extrajudiciales de las compañías cedentes, de manera unilateral la rescisión del contrato firmado con Eletropar en 1999, y la addenda respectiva, la cual se establecen las condiciones para que este último traslado a Eletronet el derecho de acceso y uso de cables e infraestructura, así como a devolver el 50% de los gastos incurridos en la gestión de esta estructura. Sin embargo, señalan que este término no se incluyen los créditos a cobrar correspondientes a los reembolsos por cargos y hasta 31 de diciembre de 2006. Las compañías cedentes, en base a las disposiciones contractuales, pidió, entre otras cosas: a) que reside en la posesión de los bienes integrantes de la infraestructura implementada para ofrecer servicios de telecomunicaciones; b) ejercer el derecho de reclamar los cables ópticos, y c) mantener los servicios básicos del sistema de transporte de energía eléctrica integrada de Brasil, así como la no interrupción de los servicios prestados por los empleados de Eletronet. En la misma fecha las compañías cedentes presentó una petición ante el Tribunal quinta empresa del Distrito de Río de Janeiro, solicitando una medida cautelar, la cual fue concedida definitivamente el 14 de enero de 2008, sólo pendiente de su

F-40

efectividad la liberación de R$ 380 mil en el cuenta corriente de la quebrada Eletronet SA Siendo el monto determinado por el perito judicial. En vista de esta decisión, las compañías cedentes LT Bandeirantes Empreendimentos Ltda.. (Sucesor de AES Bandeirantes Empreendimentos Ltda.. Y socio de Eletropar en Eletronet), y la masa de la quiebra de Eletronet A. presentó una apelación interlocutoria. Vale la pena mencionar la opinión de la quinta quiebra Oficina Fiscal Estates, del 9 de mayo de 2007, página 4 781 de los registros de la quiebra, declarando que no hay indicios de delito de quiebra en la adjudicación de la quiebra, y, en consecuencia, además de la caducidad de la pretensión punitiva del 15 de mayo de 2007, no era necesario para iniciar una investigación judicial. II)

Garantías Las sumas de las garantías por la Sociedad a favor de las entidades dependientes se describen a continuación:

31 de diciembre de Eletrosul / Chesf .................................................... HEP Jirau Eletrosul ................................................................ HEP Mauá Eletrosul ................................................................ HEP Passo São João Furnas / Eletronorte .............................................. HEP Santo Antonio Furnas ................................................................... HEP Simplício Eletronorte ............................................................ Subestación Miranda II CGTEE .................................................................. CCEE Operaciones

III)

2009

2008

7.273.395 364.834 183.330 6.638.593 1.034.410 47.531 12.500

183.330 1.034.410 -

15.554.593

1.217.740

En octubre, la Junta de Directores de ELETROBRAS aprobado el interés de la Compañía en el capital de Centrales de Centroamérica Hidroelétricas - CHC, con el fin de preparar y desarrollar los estudios de viabilidad y el proyecto básico de HEP Tumarín, en Nicaragua. Esta operación depende de la determinación del valor en relación con los derechos y obligaciones para ser utilizado por la Constructora Queiroz Galvão para el pago de sus acciones, y si la Constructora Queiroz Galvão y CHC aceptará el valor estipulado. Si el monto estimado por la auditoría citada ser inferior a la informada por la Construtora Queiroz Galvão, este último hará una transferencia de efectivo de la cantidad adicional para el pago de las acciones. ELETROBRAS tendrá una participación del 50% en el capital de CHC. 14. Propiedad, planta y equipo

Propiedades, planta y equipo se compone de los siguientes:

31 de diciembre 2009 Anual depreciación Velocidad

Costo En el servicio

En el progreso

Acumulado Depreciación

Total

Generación ...................................................................... 70.248.645 Hidroeléctrico ............................................................................. 2% - 5% 7.398.956 Nuclear ...................................................................................... 2% - 5% 5.911.729 Una termoeléctrica..................................................................... 2% - 5%

4.751.409 3.671.654 1.113.765

(42.545.099) (2.,409.798) (2,248,219)

32.454.955 8.660.812 4.777.275

83.559.330 38.742.972 Transmisión .................................................................................... 2% - 5% 652.448 Distribución ..................................................................................... 2% - 5% 349.444 Administración ................................................................................ 4% - 20% Otros............................................................................................... 540.166

9536.828 6.428.928 569.200 18.645 -

(47.203.116) (18.057.939) (461.979) (240.272) -

45.893.04 27.113.961 759.669 127.817 540.166

123.844.360 Total ...............................................................................................

16.553.601

(65.963.306)

74.434.654

1

Los de la generación termoeléctrica, se registran como arrendamientos financieros. Para más información véase la Nota 3 (y) (i).

31 de diciembre 2008 (actualizado)

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31 de diciembre 2008 (actualizado) Costo

Anual depreciació n Velocidad

En el servicio

En el progreso

Acumulado Depreciación

Total

Generación...................................................................................... Hidroeléctrico ............................................................................. 2% - 5% Nuclear ....................................................................................... 2% - 5% Una termoeléctrica ..................................................................... 2% - 5%

79.592.026 6.106.360 4.787114

4.458.542 3.964.040 149.210

(43.014.809) (2.066.615) (861.587)

4.103.5759 8.003.785 4.074.737

Transmisión..................................................................................... 2% - 5% Distribución ..................................................................................... 2% - 5% Administración................................................................................. 4% - 20%

90.485.500 33328655 3.771.652 808.353

8.571.792 4.690.764 752.283 427.959

(45.943.011) (15.445.999) (2,487,774) (335.967)

53.114.281 22.573.420 2036161 900.345

128.394.160

14.442.798

(64.212.751)

78.624.207

Total ................................................................................................ 1

La actualización se refiere a los arrendamientos financieros para la generación termoeléctrica, como se describe en la nota 3. La depreciación del 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007 fue de R$ 3.476.954, R$ 3,808,989 y R$3,067,167, respectivamente. La Compañía incurrió en gastos de interés de R$ 332.594 mil, y R$ 563.632 mil R$664.077 para el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, de los cuales R$722 mil, R$ 254.717 y R$ 458,384 fueron capitalizados, respectivamente. De acuerdo con el Decreto N º 41.019 del 26 de febrero de 1957, la empresa de generación, transmisión y distribución de los activos no pueden ser retirados, eliminados, transferidos, vendidos o hipotecados sin la previa autorización de la ANEEL. El importe recibido por la venta de activos debe ser depositado en una cuenta bancaria restringida y se utiliza en la compra de los activos de otra concesión. Adicionalmente, la Compañía no puede utilizar los activos relacionados con el contrato de concesión de servicios públicos de energía eléctrica como garantía. I)

Extensión de la Central Hidroeléctrica de Samuel - HEP concesión de Samuel: Decreto N ° 83.975 del 14 de septiembre de 1979, otorgada Centrais Elétricas do Norte do Brasil SA. - ELETRONORTE la concesión para el uso de la electricidad hidráulica de un tramo de la Jamari Río, En la ciudad de Porto Velho, Estado de Rondônia, Con un plazo de 30 años de eficacia, que expiró en septiembre de 2009. El 18 de julio de 2006, presentado a la ANEEL ELETRONORTE la solicitud de prórroga de la concesión de HEP Samuel y la consecuente ejecución del contrato de concesión. El 11 de marzo de 2010, la concesión HEP Samuel fue prorrogado por otros veinte años. Esta extensión depende de la ejecución del contrato entre Eletronorte y ANEEL.

II)

Valores recuperables de los activos de larga duración Dirección de la Sociedad y sus filiales al año analizar la recuperabilidad del valor contable de sus activos, o cada vez que las circunstancias indiquen tal necesidad. Estas revisiones han indicado ninguna necesidad de reconocer las pérdidas por deterioro adicionales a excepción de CEAL, CERON, CGTEE, ENERGIA AMAZONAS, Eletronorte y Energia de Boavista.S. A continuación puede encontrar la descripción imparment para 2009 y 2008:

Año

Cantidad

2009 266293 2008

770231

Descripción Relacionados con las empresas de distribución que pertenece al Sistema Eletrobrás 649.253 se relaciona con la UHE Samuel 28.207 se relaciona con las empresas de distribución 92.771 se relaciona con la UTE Candiota

F-42

15.

Préstamos y financiación

2009 Principal Anual tasa promedio Moneda extranjera...................................... Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID ..................... Credit Suisse ......................................... Comité Andino de Fomento - CAF ......... Kreditanstalt fur Wiederaufbau KFW .................................................. Dresdner Bank .......................................

Interés Cantidad

Corriente parte

A largo plazo

2008

Total

5,32% 6,87% 3,97%

3.659 59.421 22.040

32397 -

242.977 1.741.200 1.205.446

1.646.240

3,87% 6,25%

183 775

23.811 23.810

52.205 48.458

155.588 140.954

Dresdner Bank ....................................... 7,75% Exim Bank.............................................. 2,15%

3.984 1.654

41.288

522.360 309.651

706.447 542.348

15.489

3942

761.549

525.168

107.206

125.248

4.883.845

4.135.316

3.342

694.463

17.443.069

25.148.146

Otros ......................................................

-

Otros........................................................... 4,1% al Tesorería de la Federación - ITAIPU BINACIONAL .................................... 8,49%

Moneda local .............................................. Derechos de Crédito del Fondo de 1,38%, 1,8% Inversión ("FDIC") ............................. y Selic Otros ...................................................... Total ...........................................................

418.571

3.342

694.463

17443069

25148146

110.548

819.711

2.232.6914

2.928.3462

52.517

71.672 294.192

3.206.020

311.907 2.961.380

52.517

365.863

32.06.020

3.273.287

163.065

1.185.574

25.532.934

32.556.749

F-43

Madurez

2006 a 2018

Garantizar Garantizados por el Gobierno Federal Garantizados por el Gobierno Federal Garantizados por el Gobierno Federal Garantizados por el Gobierno Federal -

2006 a 2013

-

2006 a 2010

Derechos de crédito

Pasivos ELETROBRAS incluyen contratos de préstamo celebrados entre ELETROBRAS y los organismos multilaterales, como el BID, la KFW y el EXIMBANK, que están garantizados por el Gobierno Federal. Estos acuerdos contienen cláusulas estándares aplicables a los acuerdos con los organismos multilaterales. Estas cláusulas están de acuerdo generalmente en las negociaciones con dichas entidades. En el A / B de los acuerdos de préstamo de préstamo sindicado entre la CAF y los bancos comerciales, Eletrobrás tiene pactos normalmente se practican en el mercado, algunos de los cuales están en relación con lo siguiente: la existencia de las garantías de las empresas, el cambio de control corporativo, el cumplimiento de las licencias y autorizaciones , y la restricción de la eliminación significativa de los activos. No hay contratos con cláusulas de relación de los pasivos financieros de Eletrobrás. ELETROBRAS realizó el fondo de las siguientes operaciones de recaudación, durante el año 2009: a) En 2009, la Compañía emitió un bono de $1.000.000 en el mercado bursátil internacional. Los títulos fueron emitidos por un período de 10 años con vencimiento el 30 de julio de 2019, totalmente reembolsables al vencimiento, y sin perjuicio de intereses semestrales a 6.875% por año (pa), que ofrece un 7,0% anual rendimiento a los inversores que compraron estos bonos en la fecha de emisión. El precio de emisión fue 99,112% del valor nominal, con un 60% de la oferta de ser de la Estados Unidos, El 30% de Europa y el 10% de Asia. Los fondos obtenidos de esta operación en el extranjero representan el fondo para financiar las filiales, con el objetivo de garantizar el cumplimiento del programa de inversiones del Sistema Eletrobrás. b)

Las negociaciones se están celebrando con otros organismos multilaterales, como el Banco Europeo de Inversiones y la Agencia Francesa de Desarrollo, con miras a la obtención de nuevas líneas de crédito. Composición de los financiamientos extranjeros por tipo de moneda:

31 de diciembre de Moneda

2009

2008

De dólares EE.UU. .................................................................................................... EURO ........................................................................................................................ YEN ...........................................................................................................................

22.326.886 232572 697.715

27.233.620 1.464.173 585.669

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

23.257.173

29.283.462

 Los vencimientos de financiación a largo plazo: La porción de largo plazo a 31 de diciembre 2009 vence en los siguientes años:

2011 .................................................................................................................................................... 2012 .................................................................................................................................................... 2013 .................................................................................................................................................... 2014 .................................................................................................................................................... 2015 en adelante ................................................................................................................................

1.632.556 211.7930 1.920.037 186.5134 17.997.276 25.532.934

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía ha cumplido con todos los requisitos establecidos por el préstamo y los acuerdos de financiación. 16.

Obligaciones de arrendamiento financiero

31 de diciembre de 2008 2009 (Corregido) 1 Moneda local .............................................................................................................................. Equipos de generación de energía ............................................................................................. 1.748.275 Total ........................................................................................................................................... 1.748.275 (-) Actual ..................................................................................................................................... 108.827 No corrientes .............................................................................................................................. 1.639.448

F-44

1.791.507 1.791.507 104.984 1.686.523

31 de diciembre de 1

Para una discusión sobre la actualización en relación a los arrendamientos financieros, véase la nota 3 (y) (i). Los pagos mínimos por arrendamiento financiero se clasifican de la siguiente manera:

31 de diciembre de 2009

2008

A más tardar un año ......................................................................................................................108.827 Más de 1 año y años antes de 5 ...................................................................................................544.056 1.095.392 Después de 1 año .........................................................................................................................

104.984 532.312 1.154.211

1.748.275 No corrientes .................................................................................................................................

1.791.507

El plazo del arrendamiento es por un período de 20 años, a partir sustancialmente en 2005. Todos los equipos alquilados están relacionados con el proceso de generación de energía, y se imputan a la filial de Amazonas Energia. 17.

Impuestos por pagar

Ingresos y contribución social ..................................................................................................... PASEP y COFINS ...................................................................................................................... ICMS (IVA).................................................................................................................................. PAES .......................................................................................................................................... Otros ........................................................................................................................................... Total ............................................................................................................................................ (-) Actual ..................................................................................................................................... No corrientes ..............................................................................................................................

31 de diciembre de 2009 2008 576.243 1.978.891 134.952 224.778 104.623 139.704 1.044.830 1.087.837 376.734 261.210 2.237.383 3.692.420 (1.257.182) (2.075.726) 980.201 1.616.694

a) Programa de serie especial - PAES Las filiales de FURNAS, Eletrosul, Eletronorte, Energia y Amazonas CEAL optado por la refinanciación de sus pasivos de impuestos. El plazo de financiamiento es limitado a 180 meses y el resto del importe será ajustado por la tasa de interés a largo plazo ("TJLP") y SELIC. La deuda relacionada con el Programa de serie especial - PAES el 31 de diciembre de 2009, es de R$1.044.830 millones. b)

Incentivos fiscales - SUDENE La Medida Provisional 2199-14 del 24 de agosto de 2001, modificada por la Ley N º 11.196 del 21 de noviembre de 2005, autoriza a las empresas de la región noreste, con proyectos en el sector de infraestructura, a juicio del Poder Ejecutivo como prioritarios para el desarrollo regional, para reducir su impuesto sobre la renta a los efectos de las inversiones en la instalación, los proyectos de ampliación, modernización o diversificación. En 2008, la filial Chesf obtuvo el derecho de reducir en un 75% de su impuesto sobre la renta, calculado en base a la utilidad de operación, tal como se define. Este incentivo se otorgó hasta el año 2017. Este año, los incentivos fiscales mencionados anteriormente ascendió a R$ 163.153 ($ 343.251 dólar el 31 de diciembre de 2008), grabado en los ingresos para el año en una reducción del impuesto sobre la renta.

18.

Tesorería de la Federación créditos

31 de diciembre de 2009 2008 Corriente No corrientes Corriente No corrientes 287.646 Préstamo para la adquisición de CEEE .................................................... 68.720 62.231 362.601

F-45

Obligaciones Reembolso .......................................................................... Otros ......................................................................................................... 7.316 76.036

19.

31 de diciembre de 1.033.265 23.660 10.005 1.344.571 72.236

2.450.772 40.828 2.854.201

Desmantelamiento de las centrales nucleares La Compañía reconoce las obligaciones asumidas por el desmantelamiento de las centrales termonucleares. Este consiste en un programa de actividades exigidas por la Autoridad Nacional de Seguridad Nuclear (Comisión Brasileña de Energía Nuclear CNEN), que permite que las instalaciones nucleares de forma segura desmantelado, con el mínimo impacto al medio ambiente. En el caso de las plantas brasileñas termonuclear (Angra 1 y Angra 2), la opción elegida fue el programa de clausura conocido mundialmente como "SAFSTOR", que comprende el desmantelamiento total de la planta después de un período de latencia de 15 años. El cálculo de los pasivos derivados del programa de desmantelamiento se basa en las leyes vigentes nacionales e internacionales y los reglamentos, la tecnología actualmente disponible para llevar a cabo tales actividades, y los costos específicos para el lugar donde las plantas están localizadas. De acuerdo con la Ley N º 10308 / 2001, Eletronuclear es legalmente responsable de los depósitos iniciales de los residuos procedentes del desmantelamiento de Angra I y Angra II y, en consecuencia, se corre con los gastos de esta obligación. Según las disposiciones de la Ley N º 10308 / 2001, CNEN es responsable y asumirá los costes de la aplicación de los depósitos intermedios y final de los residuos. Por lo tanto, estos costos no se incluyen en el cálculo de los pasivos resultantes de la clausura de las plantas termonucleares, a pesar de los costos para el almacenamiento de los residuos, el artículo 18 de la citada Ley establece que los servicios de desechos de actividad intermedia y final de almacenamiento tendrá sus respectivos costos reembolsados a CNEN por los depositantes, de acuerdo a una tabla aprobada por la CNEN Comisión Asesora de estar en vigor a partir del primer día hábil siguiente a la publicación en el Boletín Oficial Federal. Cuando Angra II de iniciar las operaciones en el año 2000, nuevos estudios sobre costes de la clausura se llevó a cabo sobre la base de estimaciones aplicables a un conjunto de 17 plantas de EE.UU. y 10 plantas europeas, canadienses y japoneses que se encuentran en etapas diferentes de desmantelamiento, así como los criterios establecidos por el EE.UU. NRC Comisión de Regulación Nuclear. Estos criterios fueron utilizados en los estudios de plantas similares a las de Brasil, incluyendo un estudio específico realizado en el Krisko planta, que se considera como la hermana gemela de Angra I. Angra I y Angra II costo de desmantelamiento se estima em dólares Del EE.UU. R$ 197.816 mil y R$240 millones y el final de la vida de las plantas útiles se prevé para diciembre de 2024 y agosto 2040, respectivamente. En 2007, la Administración de la Compañía revisar y ajustar los valores, además de definir los parámetros y normas para la creación de las reservas financieras necesarias para cubrir los costes de desmantelamiento de la planta. Por lo tanto, los costos de ajuste son en EE.UU. R$7.000 mil y R$426.000, para los miles de Angra I y Angra II, respectivamente. El vivir de utilización económica de las plantas iba a ser de 40 años. Como resultado de tal revalorización, la obligación total pasó de R$ 437.816 mil a R$733.000 mil. El 31 de diciembre de 2009, el valor razonable de acuerdo con ASC 410 pasivos relacionados con Angra I y Angra II, fue de R$ 323,327 mil. Los cambios en las disposiciones contempladas son las siguientes:

Angra I

Angra II

135.870 31 de diciembre 2007 ...................................................................................................... Acreción ..........................................................................................................................13.240 La variación cambiaria ....................................................................................................43.393 192.503 31 de diciembre 2008 ...................................................................................................... Acreción ..........................................................................................................................68.264 (49.077) La variación cambiaria ....................................................................................................

55.457 497 17.711 73.665 56.753 (18.781)

191.327 13.738 61.104 266.168 125.017 (67.858)

Total

211.690 31 de diciembre 2009 ......................................................................................................

111.637

323.327

Los montos registrados como pasivos incurridos con desmantelamiento de las centrales termonucleares y se estima que serán revisados a través de la vida económica de las plantas, teniendo en cuenta los avances tecnológicos y con el objetivo de la asignación de los gastos que se contraerán con la desactivación del período de devengo correspondiente. No hay legislación específica la lucha contra el desmantelamiento de centrales termonucleares se encuentra actualmente en vigor en Brasil y, en consecuencia, las condiciones para la clausura, los procedimientos a ser implementados, las cantidades que se gasta y las medidas a tomar si estas cantidades son insuficientes o en exceso, no se establecen.

F-46

ELETRONUCLEAR maneja bajo, medio, y los residuos de alta radiactividad. Los residuos de baja actividad comprende material desechable utilizado en la operación y mantenimiento de las centrales nucleares. Residuos de actividad media es la resina de purificación de agua y filtros. Los residuos de alta actividad es el combustible utilizado. ELETRONUCLEAR ya ha construido un Residuos Administración Centro - CGR para el almacenamiento de residuos de baja y media actividad, ubicado en Angra dos Reis, estado de Río de Janeiro. Para los residuos de alta actividad, Eletronuclear opera 2 (dos) los depósitos iniciales (conjunto de combustible gastado) dentro de las respectivas plantas de Angra I y Angra II. También existe el proyecto de otra agrupación de almacenamiento para los elementos de combustible gastado, que se encuentra fuera de las plantas, lo que aumentará la capacidad de almacenamiento de la Nuclear Centro y permitir que se almacene todo el combustible usado por reactores de Angra 1 y Angra 2, a lo largo de la vida útil de esas unidades. Los costes de desmantelamiento incluyen los servicios de referencia a la remoción, transporte y disposición final de residuos de baja y media actividad generados durante el programa de clausura. También incluye la remoción y transporte de los elementos combustibles se almacenaban en un lugar establecido por la CNEN. Sin embargo, estos costos no incluyen los servicios de su posterior almacenamiento intermedio y final de los elementos combustibles. Estos últimos gastos no se consideran porque no existen procedimientos, los reglamentos técnicos, o una legislación específica para el almacenamiento a largo plazo de los elementos de combustible utilizado. El combustible usado puede reciclarse en el futuro a través de técnicas de reprocesamiento, como sigue actualmente en países como Francia y Japón. Que puedan generar los fondos suficientes para pagar los costos del almacenamiento final de los residuos de alta actividad resultante. Dadas las características específicas de una operación de la planta termonuclear y mantenimiento, siempre que el desmantelamiento de cambio estimado los costos, debido a nuevos estudios aplicando la tecnología más avanzada, las cuotas de desmantelamiento debe cambiar en consecuencia, y de los pasivos se puede ajustar al nuevo escenario. 20.

Empleado beneficios post-empleo La siguiente tabla muestra las empresas (patrocinadores), perteneciente al grupo Eletrobrás y sus beneficios post-empleo se define un valor inferior ASC-715 Compensación. De acuerdo con la ley brasileña calificado los fondos fiduciarios de pensiones están separados legalmente de las empresas patrocinadoras.

Tipos de beneficios post-empleo por el patrocinador del grupo Eletrobrás

Segmento (Patrocinador)

Pensiones un fondo fiduciario

ELETROBRÁS ..................................................... ELETROS ELETRONORTE .................................................. PREVINORTE CHESF................................................................. FACHESF ELETROSUL ....................................................... ELOS ELETRONUCLEAR ............................................. Núcleos / REAL Grandeza FURNAS .............................................................. Real Grandeza CGTEE ................................................................ ELETROCEE CEAL ................................................................... FACEAL CEPISA................................................................ FACEPI ITAIPU BRASIL ................................................... FIBRA ITAIPU PARAGUAY ............................................ CAJA

Pensión Plan X X X X X X X X X X X

Posteriores al retiro, otros beneficios Vida de seguros X X X X X

Médico plan X X X

X

X

X X

X X

Debido a la estructura descentralizada del Grupo Eletrobrás, cada segmento (Eletrobrás, ITAIPU Brasil, Itaipú Paraguay, Eletronorte, Furnas, Eletronuclear, Chesf, Eletrosul, CGTEE, CEPISA y CEAL) patrocina su propio paquete de beneficios para empleados. En este contexto, hay una amplia gama de beneficios post-empleo se define siempre por el Grupo. En conjunto, el grupo ofrece a los jubilados actuales y futuros y sus beneficiarios:  Inmediatos y diferidos creados último sobreviviente de rentas vitalicias;  Médicos, dentales y los beneficios de farmacia, y  Seguro de vida entera. En las páginas siguientes, los resultados consolidados se exponen de acuerdo con SFAS 132R, modificada por la SFAS 158. La fecha de medición para cada año es el 31 de Diciembre. El valor razonable de los activos del plan de pensiones también se midió a 31 de diciembre de cada año correspondiente. Los activos utilizados en el cálculo de EE.UU. propósito GAAP son

F-47

netos de las cuentas por pagar, otros fondos no están disponibles para pagar los beneficios de pensiones y contratos pendientes de la deuda de las empresas patrocinadoras que se registraron como activos del plan de pensiones a efectos de contabilidad local. Todas las cantidades se presentan en miles de reales brasileños. La Tabla 1 presenta un resumen de los resultados consolidados de pensiones de jubilación y otros beneficios, tanto postempleo.

31 de diciembre de Tabla 1 - Resumen de resultados - Beneficios a los empleados - Grupo Eletrobrás

2009

2008

2007

(2.321.835) _ Obligación de pensión acumulados (SFAS 87) ................................................................................ _ Complemento debido a las deudas pendientes del empleador para los fondos de pensiones ....................................................................................................................................... (1.054.902) _ Obligación de beneficio acumulado - Otros beneficios post-empleo (SFAS 106) ............................ Importe neto reconocido como pasivo post-empleo se benefician.............................................. (3.376.737) (50.726) _ Actual responsabilidad (no financiados OPEB del período siguiente) .............................................. (3.326.011) _ Pasivo no corriente ...........................................................................................................................

(2.716.609)

(1.082.103)

(1.124.772) (3.841.381) (44.980) (3.796.401)

(1.260.580) (2.342.684) (37.972) (2.304.711)

1.197.586 _ Carga de otras reservas sobre la adopción de SFAS 158 - Beneficios de Jubilación ...................... _ Carga de otras reservas sobre la adopción de SFAS 158 - Otros beneficios post(117.053) empleo ............................................................................................................................................ Importe neto registrado en otros ingresos acumulados ............................................................... 1.080.533

2.425.349

402.318

(55.876) 2.369.473

258.086 660.404

125.825 141.782 267.606

243.641 154.235 397.876

514.436 El costo neto del beneficio periódico - Beneficios de Jubilación ......................................................... 141.215 El costo neto del beneficio periódico - Otros beneficios post-empleo ................................................. Costo total neto de los beneficios periódicos ................................................................................ 655.651

a.1)

Divulgación de las pensiones Tabla 2a - Resultados Consolidados de las pensiones - Cambio en el PBO

Cambio en la obligación por beneficios proyectados

2009

2008

Obligación por beneficios proyectados al inicio del año ...................... 17.063.731 172.748 Costo del servicio ........................................................................................ 1.632.745 El coste por intereses .................................................................................. Contribuciones a la cuenta de aportación definida saldos...........................626.185 (Ganancia) / pérdida .................................................................................... Recortes ......................................................................................................Asentamientos .............................................................................................Obligación, debido al nuevo plan y las modificaciones del plan aumentan................................................................................................Posteriores al retiro de indemnización desprecio ........................................(991.627) Beneficios brutos pagados .......................................................................... La inclusión de Itaipú Paraguay en los resultados consolidados .................Otros ajustes ...............................................................................................84.218

15.863.257 270.270 1.634.663 390.519 -

Obligación por beneficios proyectados al final del año ........................ 18.588.000

17.063.731

(855.167) (239.811)

2007 14.578.981 241.814 1.360.312 47.983 697.559 (29.767) (146.261) 22.557 (727.329) (182.593) 15.863.257

Tabla 2b - Resultados Consolidados de las pensiones - Cambio en los activos del plan

Cambio en los activos

2009

Valor razonable de los activos del plan al inicio del año .................. 14.347.122 3.239.724 Rendimiento real de los activos del plan ................................................. 579.109 Las contribuciones del empleador .......................................................... 156.898 Contribuciones de los empleados ...........................................................

F-48

2008 14.781.153 166.678 582.819 98.221

2007 12.348.812 2.690.255 634.507 123.426

(991.627) Beneficios brutos pagados ...................................................................... De activos, debido al nuevo plan aumentará .......................................... Asentamientos ........................................................................................ (110.787) Otros ajustes ........................................................................................... Valor razonable de los activos del plan al final del año .................... 17.220.439

F-49

(855.167) (426.583) 14.347.122

(727.329) (189.151) (99.367) 14.781.153

Tabla 2c - Resultados Consolidados de las pensiones - (A) PPC

2009 (Acumulados) / costo de la pensión pagados al final del año................................................................................................ (18.588.000) Obligación por beneficios proyectados al final del año ............................ 17.220.439 Valor razonable de los activos del plan al final del año ............................

2008

2007

(17.063.731) 14.347.122

(15.863.257) 14.781.153

(Sin financiamiento) / estado de los fondos al final del (1.367.561) año ......................................................................................................

(2.716.609)

(1.082.103)

Tabla 2d - Resultados Consolidados de las pensiones - Otras reservas

Los montos reconocidos en otros acumulada Resultado Global después de la adopción de SFAS 158

2009

2008

2007

(1.146.128) El reconocimiento de actuarial neta (pérdida) / ganancia ................................ (51.458) Reconocimiento de servicios anteriores (costo) / ingresos .............................. El reconocimiento del pasivo de transición ...................................................... La terminación del plan de beneficios especiales ............................................ -

(2.354.446) (70.903) -

(321.186) (85.173) 4.041

Importe total reconocido en otras reservas sobre la adopción (1.197.586) de SFAS 158 ...............................................................................................

(2.425.349)

(402.318)

2008

2007

Tabla 2e - Resultados Consolidados de las pensiones - NPPC

Costo neto del período

2009

El costo del servicio (excluidas las contribuciones de los 51.598 empleados espera) .............................................................................. 1.632.745 El coste por intereses ............................................................................... (1.348.754) Rendimiento esperado de los activos ....................................................... Amortización del pasivo de transición (activo) .......................................... 14.564 Amortización de servicios anteriores ........................................................ 164.283 Amortización de (Ganancia) / pérdida ....................................................... Total de costo neto del período ............................................................. 514.436

172.049 1.634.663 (1.652.271) 14.270 (42.887)

151.607 1.360.312 (1.305.253) (3.895) 40.871

125.825

243.641

2008

2007

Tabla 3 - en avance de (acumulados) costo de la pensión de prepago

De avance de (acumulados) costo de la pensión de prepago

2009

(Acumulado) de costo-beneficio de prepago al inicio del (2.716.609) año............................................................................................................... (514.436) Pensiones periódico neto (costo) / ingresos ..................................................... 579.109 Las contribuciones del empleador .................................................................... El reconocimiento de la ganancia (pérdida) actuarial sobre la 1.143.226 SFAS 158 ................................................................................................ 21.213 Reconocimiento de servicios anteriores a SFAS 158 .................................. 124.656 Exteriores efecto de cambio debido a Itaipú Paraguay ..................................... (4.721) Otros ajustes ..................................................................................................... (Acumulado) de costos y beneficios pagados al final del (1.367.561) año............................................................................................................... a.2)

(1.082.103) (125.825) 582.819

(2.230.169) (243.641) 634.507

(1.918.998) 14.270 (166.305) (20.467)

786.080 (81.380) 83.226 (30.726)

(2.716.609)

(1.082.103)

Los beneficios de pensiones - El reconocimiento del Balance Cuadro 4a resume el reconocimiento del balance de beneficios de pensión bajo GAAP de EE.UU. mientras que el cuadro 4b se presentan los resultados por segmento al 31 de diciembre de 2009.

F-50

Tabla 4a - Balance Reconocimiento Hoja de prestaciones de pensiones

31 de diciembre de Los beneficios de pensiones - El reconocimiento del Balance

2009

(1.367.561) EE.UU.GAAP pasivo por pensiones (ver tabla 2c/2d) ...................................... (1.471.710) Empleador pendiente de contrato de deuda ..................................................... (2.321.835) Pasivo registrado en la hoja de balance de EE.UU. GAAP ..............................

F-51

2008 (2.716.609) (1,970.064) (2.716.609)

2007 (1.082.103) (1.732.006) (1.082.103)

Tabla 4b - Desglose de EE.UU. registró responsabilidad GAAP por segmentos, de 31 de diciembre 2009

Total EE.UU. Netos GAAP de pensiones (Pasivo) activo

Empleador en circulación de la deuda del contrato

Grabado (Pasivo) activo en EE.UU. GAAP balance

Eletrobrás ................................... Eletronorte .................................. Chesf .......................................... Eletrosul ..................................... Eletronuclear .............................. Furnas ........................................ CGTEE ....................................... Itaipú Brasil ................................. Itaipú Paraguay .......................... Ceal ............................................ Cepisa ........................................

(152.624) 42.399 (19.388) 43.608 (125.322) (515.991) 21.112 (24.724) (564.651) 50.539 (122.519)

(6.363) (371.800) (26.162) (854.490) (85.620) (3.922) (33.398) (89.957)

(152.624) (6.363) (371.800) (26.162) (125.322) (854.490) 21.112 (85.620) (564.651) (33.398) (122.519)

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

(1.367.561)

(1.471.710)

(2.321.835)

b)

Divulgación de los beneficios post-empleo Otros (OPEB) - los resultados consolidados y el reconocimiento de balance Cuadro 5a - OPEB Resultados Consolidados - APBO y PBC (A)

OPEB

2009

2008

2007

1.124.772 APBO al inicio del año................................................................................... Costo del servicio ..........................................................................................32.029 112.424 El coste por intereses .................................................................................... (170.612) (Ganancia) / pérdida...................................................................................... (44.079) Beneficio bruto pagado ................................................................................. Enmiendas al Plan ........................................................................................Otros ajustes ................................................................................................. 368

1.260.580 41.709 123.416 (372.861) (41.337) 113.265

1.222.547 32.486 104.993 (7.071) (35.389) (3.323) (53.663)

APBO al final del año

1.124.772

1.260.580

1.054.902 2009

2008

2007

(Acumulados) / costo de la pensión pagados al final del año (1.054.902) Obligación por beneficios proyectados al final del año.................................. Valor razonable de los activos del plan al final del año .................................-

(1.124.772) -

(1.260.580) -

(Sin financiamiento) / estado de los fondos al final del año

(1.124.772)

(1.260.580)

(1.054.902)

Cuadro 5b - OPEB Resultados Consolidados - NPBC

OPEB - El costo de beneficio periódico neto

2009

2008

2007

25.353 El costo del servicio (excluidas las contribuciones de los empleados) ..................... 112.424 El coste por intereses ............................................................................................... Rendimiento esperado de los activos.......................................................................Amortización del pasivo de transición (activo) .........................................................Amortización de servicios anteriores ........................................................................ (270) Amortización de (Ganancia) / pérdida ......................................................................3.708

33.610 123.416 1.491 (270) (16.465)

32.486 104.993 16.755

El costo neto del beneficio periódico

141.782

154.235

141.215

F-52

Cuadro 5c - Resultados Consolidados OPEB - Otras reservas

Los montos reconocidos en otros acumulada Resultado Integral a la adopción de SFAS 158

2008

2007

(114.270) Reconocimiento de la pérdida actuarial neta / (ganancia) ................................................................................. Reconocimiento de servicios anteriores ............................................................................................................ (2.783) El reconocimiento del pasivo de transición ........................................................................................................ Terminación del Plan de Beneficios especiales (según el FAS 88 normas) ......................................................

(52.823) (3.053) -

262.281 (3.323) (872)

(117.053) Importe total reconocido en otras reservas sobre la adopción de SFAS 158 ....................................................

(55.876)

258.086

F-53

2009

c)

Hipótesis de valoración La hipótesis de valoración se utilizaron los siguientes para determinar las obligaciones de prestación definida y los costos netos de beneficios periódicos de acuerdo con SFAS 87 y SFAS 106. Tabla 6 - hipótesis de valoración por segmentos, de 31 de diciembre 2009

Hipótesis actuariales 2009 (1) Tasa de descuento ............................................................................................................................. 9.725% Rendimiento esperado de los activos del plan .................................................................................... 9.725% Tasa de inflación anual ....................................................................................................................... 4.50% Los futuros aumentos de sueldo ......................................................................................................... 6.59% Cuidado de la salud tendencia de los costos (tasa nivelada) (2) ........................................................ 5.55% Factor de capacidad ........................................................................................................................... 98.00% Índice de rotación................................................................................................................................ ninguno Tabla de mortalidad (vida saludable) .................................................................................................. AT-83 La mortalidad de movilidad reducida mesa ......................................................................................... AT-83 Discapacidad mesa............................................................................................................................. Luz Forte (1) Como consecuencia de Eletrobras control, las hipótesis actuariales y financieras adoptadas para el año 2008 fueron las mismas para todas las empresas presentadas. (2) No todas las empresas patrocinar a un plan médico. Esta suposición fue aprobada en su caso.

F-54

d)

Información adicional requerida por la norma SFAS 132R

Las siguientes tablas muestran los requisitos de SFAS 132R complementarias de divulgación por segmentos al 31 de diciembre de 2009. Cuadro 7a - Beneficios de Jubilación - Divulgación de acuerdo con SFAS 132R complementarias

F-55

Los beneficios de pensión a partir del 31 de diciembre 2009 Beneficios de las pensiones

Eletrobrás Cambio en la obligación por beneficios proyectados Obligación por beneficios proyectados al inicio 1990397 del año............. Costo del servicio . 9.988 El coste por intereses 179.465 ........................ Contribuciones (Plan DC saldo de la cuenta) ........................ La exclusión de la contabilidad de los saldos de contribución definida ............ (Ganancia) / pérdida 369.302 ........................ Recortes ............... Asentamientos ..... Obligación, debido al nuevo plan y las modificaciones del plan aumentan ........ Beneficio bruto pagado (214.649) ........................ Otros ajustes ........ Obligación por beneficios proyectados al final 2.334.503 del año............. Cambio en los activos del plan Valor razonable de los activos del plan al inicio del 2..045.821 año ..................

CGTEE

CHESF

161.875 3.252

3.511.890 17.705

15.607

351.391

Eletrosul

665.675 10917 62987

Eletronuclea r (Núcleos)

Furnas y Eletronucle ar (RG)

1.283.677 30.753

6.341.799 59.477

121.109

611.607

Eletrono rte

Itaipú Brasil

325.716 157.8395 1.547 32.679 28.298

147.253

Itaipú Paraguay

Eletrobrás Consolidado

CEAL

CEPISA

1.115.648 6.287

88.659 143

-

17.063.731 172.748

106.470

8.558

-

1.632.745

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(21.911) -

(61.172) -

62.064 -

(19.421) -

73279 -

-

-

-

-

-

(4.883) -

(74.776) -

174.575 -

-

-

(130.707) -

-

(2.333) 2.57285 -

-

(212.695) 1

(24.348) -

(26.284) (1)

(349.842) 84.217

(22.117) 1

(84.396) (0)

(37.986) 0

(6.468) -

153.940

3.607.120

777.295

1.334.478

6.921.833

314.024 1.747.210

1.059.712

88.559

131.889

2.820.923

686.895

947.234

5.198.824

325.442 1.452.119

616.911

121.064

F-56

(7.959) 249.326

-

626.185 -

(991,627) 84.218

18.588.000

14.347.122

Rendimiento real de los 307.122 activos del plan La exclusión de la contabilidad de los saldos de contribución definida ............ Las contribuciones del 24.601 empleador ....... Contribuciones de los participantes del plan " 18.984 ........................ Beneficio bruto pagado (214.649) ........................ Asentamientos ..... Otros ajustes ........ -

44.836

-

612.206

-

138.598

-

246.196

1.266.913

-

-

49.584

-

301.304

-

124.708

-

24.197

-

1.605

318.976

10.799

32.015

121.365

1.092

31.366

26.414

170

1.605

48.322

8.959

9.995

29.953

2.422

22.093

14.430

135

(4.883) -

(212.695) -

(24.348) -

(26.284) -

(349.842) 138.629

(22.117) -

(84.396) 0

(37.986) (249.416)

F-57

(6.468) -

124.060

10.706

(7.959) -

3.239.724

579.109

156.898 (991.627) (110.787)

Valor razonable de los activos del plan al final 2.181.879 del año ............ (Acumulado) de costos y beneficios pagados al final del año Estado de los fondos al (152.624) final del año ..... Actuariales netas no reconocidas (ganancia) / pérdida .......... Costo de servicio antes de ........................ Obligación de pasivo en transición (Activo) ............ (Acumulado) de costos y beneficios pagados al (152.624) final del año .....

175.052

3.587.732

21.112

(19.388)

820.903

43.608

1.209.156

6.405.842

(125.322)

(515.991)

356.423

42.399

1.722.46

495.061

(24.724)

(564.651)

139.098

126.807

50.539 (122.519)

17.220.439

(1.367.561)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21.112

(19.388)

43.608

(125.322)

(515.991)

F-58

42.399

(24.724)

(564.651)

50.539

(122,519)

(1,367,561)

20.

Beneficios a los empleados post-empleo (Continuación) d)

Información adicional requerida por la norma SFAS 132R (Continuación) Tabla 7b - Beneficios de Jubilación - Divulgación SFAS 132R complementarios (Continuación)

Los beneficios de pensión a partir del 31 de diciembre 2009

Eletrobrás Componentes del costo neto del beneficio periódico El costo del servicio (excluidas las contribuciones de los 4.578 empleados) ......... El coste por intereses ............. 1.9465 Rendimiento esperado de los activos ................ (195.03) Amortización del pasivo de transición (activo) ................ Amortización de servicios anteriores............ 12.745 Amortización de (Ganancia) / pérdida................ Costo total neto de los beneficios periódicos ...........

1.757

CGTEE

1.647

(9.783)

15607

(13.284)

Eletrosul

1.958

22.578

27.992

351.391

62.987

121.109

611607

(262.863)

(67.938)

(101.724)

(459.034)

177

)

106.470

(31.426)

(122.515)

(71,404)

-

-

1.819

-

14.581

67.964

(3)

58.363

248.529

(2.954)

Ceal

8

- 51.598 8.558

- 1.632.745

(23.535

- (1.348,75)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

14.564

-

8.095

(1.933)

-

164.283

35324

35.018

-

514.436

Mesa 7c - Beneficios de Jubilación - Divulgación SFAS 132R complementarios (Continuación)

F-59

(8.143

147.253

-

(2.993)

Itaipú Paraguay

28.298

-

148.998

Itaipú Brasil

10.586

-

70.253

-

Eletronorte

-

5.326

9.296

Chesf

Furnas y Eletronuclear (RG)

Eletronuclear (Núcleos)

C e p i s Eletrobrás a Consolidado

(16.902

Los beneficios de pensión a partir del 31 de diciembre 2009

Eletrobrás De efectivo esperados Flujos Las contribuciones del empleador 2010 (esperado) ............. Espera que los pagos de beneficios 2.010 2011 2012 2013 2014 2015 2019

CGTE E

Chesf

Eletrosul

Eletronuclear (Núcleos)

Furnas y Eletronuclear (RG)

Eletronorte

Itaipú Brasil

Itaipú Paraguay

15.415

2.879

324.751

11.143

16.924

58.902

1.270

22.157

22.720

135.634 136.419 137.397 138.969 140.757 906.310

4.944 5.032 5.124 5.230 5.501 3.902

243.161 251.636 261.343 270.014 277.372 1.460.758

30.865 29.941 27.743 28.911 30.634 205.774

51.133 58.535 67.011 74.829 82.973 510.255

396.066 413.511 434.846 454.236 472.648 2.675.841

22.556 22.997 23.446 23.949 24.383 123.833

87.356 91.014 95409 10.031 10.826 64.416

41.089 45.257 51.249 57.633 64.527 429.260

F-60

Ceal

128

6.505 6.505 6.505 6.505 6.505 33.177

Cepisa

1.941

12.352 13.845 15.042 16.433 17.587 10.075

d) información adicional requerida por la norma SFAS 132R (Continuación) Cuadro 8a - OPEB - Divulgación SFAS 132R complementarias

Otros beneficios posteriores al retiro a partir del 31 de diciembre 2009 Otros beneficios posteriores al retiro

Eletrobrás Cambio en la obligación por beneficios proyectados Obligación por beneficios proyectados al inicio del año ....... 52.288 Costo del servicio ..... 552 El coste por intereses .............. 5.469 (Ganancia) / pérdida ................ (29.266) Beneficio bruto pagado ................ Otros ajustes ............ Obligación por beneficios proyectados al final del año ......... 29.043 (Acumulado) de costos y beneficios pagados al final del año Estado de los fondos al final del año................. (29.043) Actuariales no reconocidas netas (ganancia) / -

C G T E E

Chesf

-

139.178 1.479

3.689 187

60.265 2591

-

13.020

371

-

(59.960)

-

(2.941) (1)

-

90.775

3.173

82.939

136.330

38.498

333948

-

(90.775)

(3.173)

(82.939)

(136.330)

(38.498)

(333.948)

-

-

Furnas y Eletronuclear (RG)

Eletronorte

Itaipú Brasil

Itaipú Paraguay

Ceal

Cepis a

116.824 1.718

54.925 1.527

369.636 8.051

327.967 15.924

-

-

1.124.772 32.029

5097

12.220

4.481

44.785

26.981

-

-

112.424

(676)

16545

8018

(22.620)

(74.118)

(27,388)

18853

-

(170.612)

(397) (1)

(1,560) 1

(2,450)

(22,141)

-

-

(44.079) 368

321.343

18.853

-

1.054.902

(18.853)

-

(1.054.902)

-

-

Eletrosul

-

Eletronuclear (Núcleos)

-

-

-

F-61

(185) 370

(14,405) (1)

-

-

(0)

(321.343)

-

Eletrobrás Consolidado

-

Otros beneficios posteriores al retiro a partir del 31 de diciembre 2009 Otros beneficios posteriores al retiro

Eletrobrás pérdida ................ Costo de servicio antes de............... Obligación de pasivo en transición (activo)................. (Acumulado) de costos y beneficios pagados al final del año................. (29.043) Total de EE.UU. GAAP beneficio neto (pasivo) activo ................... (29.043)

C G T E E

Chesf

-

Eletrosul

Eletronuclear (Núcleos)

Furnas y Eletronuclear (RG)

Eletronorte

Itaipú Brasil

Itaipú Paraguay

Ceal

Cepis a

Eletrobrás Consolidado

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(90.775)

(3.173)

(82,939)

(136.330)

(38.498)

(333,948)

(321.343)

(18.853)

-

(1.054.902)

-

(90.775)

(3.173)

(82.939)

(136.330)

(38.498)

(333.948)

(321.343)

(18.853)

-

(1.054.902)

F-62

Cuadro 8b - OPEB - Divulgación SFAS 132R complementarios (Continuación)

Otros beneficios posteriores al retiro a partir del 31 de diciembre 2009 Eletronuclear Furnas y Itaipú Itaipú Eletrosul (Núcleos) Eletronuclear Eletronorte Brasil Paraguay

CGTE E

Chesf

552 5.469

-

(1.880) 13.020

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(270)

-

-

-

(8.743)

10185

2.727

16.193

Eletrobrás Componentes del costo neto del beneficio periódico Costo de los servicios (neto de los empleados contribuciones) ............. El coste por intereses ........ Rendimiento esperado de los activos................ Amortización del pasivo de transición (activo) .... La amortización del costo de los servicios anteriores ..................... Amortización de (Ganancia) / pérdida .....

(2.766)

-

6.075

-

940

Costo total neto de los beneficios periódicos ....

3.255

-

17.215

288

7.779

187 371

1.742 5.097

(750) 12.220

F-63

1.527 4.481

8.051 44.785

15.924 26.981

Cea Cepis l a

Eletrobrás Consolidado

25.353 112.424

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

(270)

(10.608)

8.625

-

-

3708

42.228

51.530

-

-

141.215

Tabla 8c - OPEB - Complementaria divulgación SFAS 132 R (Continuación)

Otros beneficios posteriores al retiro a partir del 31 de diciembre 2009 Eletrobrá s CGTEE Los flujos de efectivo............ Las contribuciones del empleador - 2010 (Esperado) ..... Espera que los pagos de beneficios ....... 2010 2011 2012 2013 2014 2015 - 2019 (1) Pagos de Beneficios esperados para assintance médica ........... 1 - Porcentaje de desviación punto .............. Efecto en el total del costo del servicio ........... 1 - Porcentaje de desviación punto .............. Efecto en el total del costo de interés ............ 1 - Porcentaje de desviación punto ..............

Chesf

Eletrosul

Eletronuclea r (1) (Núcleos)

Furnas y Eletronuclea r

Eletronort e

ItaipúBrasil

Itaipú Paraguay

Ceal

Cepisa

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

826 826 826 826 826

-

4.434 4.410 4.411 4.409 4.396

306 485 702 708 824

1.896 1.918 1.940 1.964 1.988

3.130 3.147 3.166 3.189 3.216

2.013 2087 2.165 2.250 2.343

15.339 15.472 15.622 15.895 16.075

21.235 21.274 21.317 21.348 21.346

1.547 1.563 1.578 1.594 1610

-

6.381

-

2.1471

8.721

10.348

16.872

13.437

87732

106.847

8.294

-

-

-

-

1.212

24.647

41.387

8.431

59.188

42.409

-

-

-

-

-

83

1.696

2847

580

2.958

708

-

-

-

-

-

127

2.578

4.329

882

5756

4.124

-

-

F-64

e) La distribución de activos y la descripción de las estrategias de inversión de los fondos de pensiones e.1) ELETROBRAS El valor razonable de los activos del plan es de R$ 2.181.879 y R$ 2.045.821 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación Categoría de activos 2010 Valores de renta variable ...................................................................... 7.9% Renta Fija ............................................................................................. 83.8% Bienes raíces ........................................................................................ 3.4% Otro ....................................................................................................... 4.9% Total ...................................................................................................... 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008 7.9% 20.0% 83.8% 72.0% 3.4% 4.0% 4.9% 4.0% 100.0% 100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% . e.2) ELETRONORTE El valor razonable de los activos del plan es de R$ 356.423 y R$ 325.442 al final de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008

Valores de renta variable..........................................................................................10.9% Renta Fija .................................................................................................................82.0% Bienes raíces............................................................................................................ 3.1% Otro .......................................................................................................................... 4.1%

10.9% 82.0% 3.1% 4.1%

6.0% 86.0% 5.0% 3.0%

Total ......................................................................................................................... 100.1%

100.0%

100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% .

e. 3) CHESF El valor razonable de los activos del plan es de R$ 3.587.732 y R$ 2.820.923 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Valores de renta variable.......................................................................................... 20.6% Renta Fija ................................................................................................................. 73.1% Bienes raíces............................................................................................................ 1.0% Otro .......................................................................................................................... 5.3% Total ......................................................................................................................... 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008 20.6% 73.1% 1.0% 5.3% 100.0%

19.0% 76.0% 1.0% 4.0% 100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% .

F-65

e.4)

ELETROSUL

El valor razonable de los activos del plan es de R$ 820.903 mil y R$ 686.895 mil a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Valores de renta variable......................................................................................... Renta Fija ................................................................................................................ Bienes raíces........................................................................................................... Otro .........................................................................................................................

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008

10.6% 83.8% 2.1% 3.5%

10.6% 83.8% 2.1% 3.5%

8.0% 86.0% 2.5% 3.5%

Total ........................................................................................................................100.0%

100.0%

100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% .

e.5)

ELETRONUCLEAR

El valor razonable de los activos del plan para estos planes es de R$ 1.209.156 y R$947.234 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008

Valores de renta variable......................................................................................... 2.6% Renta Fija ................................................................................................................91.0% Bienes raíces........................................................................................................... 2.9% Otro ......................................................................................................................... 3.5%

2.6% 91.0% 2.9% 3.5%

17.0% 78.0% 3.0% 2.0%

Total ........................................................................................................................ 100.0%

100.0%

100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% . e.6) FURNAS (beneficios de pensión y otros beneficios) y Eletronuclear (sólo los participantes del Plan Real Grandeza de pensiones incluidos en los beneficios de pensión) El valor razonable de los activos del plan es de R$ 6.405.842 y R$ 5.198.824 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008

Valores de renta variable......................................................................................... 1.4% Renta Fija ................................................................................................................ 92.0% Bienes raíces........................................................................................................... 3.0% Otro ......................................................................................................................... 3.6%

1.4% 92.0% 3.0% 3.6%

21.0% 72.0% 3.0% 4.0%

Total ........................................................................................................................100.0%

100.0%

100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% . E.7) CGTEE

F-66

El valor razonable de los activos del plan es de R$ 175.052 y R$ 131.889 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Objetivo Asignación 2010

Categoría de activos

Valores de renta variable......................................................................................... Renta Fija ................................................................................................................ Bienes raíces........................................................................................................... Otro .........................................................................................................................

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008

31.0% 64.8% 1.2% 3.0%

31.0% 64.8% 1.2% 3.0%

29.0% 69.0% 1.0% 1.0%

Total ........................................................................................................................100.0%

100.0%

100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% .

E.8) ITAIPÚ BRASIL El valor razonable de los activos del plan es de R$ 1.722.486 y R$ 1.448.265 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Categoría de activos Valores de renta variable ..................................................................... Renta Fija ............................................................................................ Bienes raíces ....................................................................................... Otro ...................................................................................................... Total .....................................................................................................

Objetivo Asignación 2010 24.8% 71.0% 1.6% 2.7% 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008 24.8% 29.0% 71.0% 67.0% 1.6% 1.0% 2.7% 3.0% 100.0% 100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% . E.9) ITAIPÚ PARAGUAY El valor razonable de los activos del plan para estos planes es de R$ 495.061 y R$ 616.911 al final de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 6,00% en 2008.

Categoría de activos Valores de renta variable.................................................................... Renta Fija ........................................................................................... Bienes raíces ...................................................................................... Otro .................................................................................................... Total ...................................................................................................

F-67

Objetivo Asignación 2010 33.9% 34.0% 12.4% 19.8% 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008 33.9% 34.0% 12.4% 19.8% 100.0%

n/a n/a n/a n/a

E.10) CEAL El valor razonable de los activos del plan para estos planes es de R$ 139.098 mil y R$ 121.064 a finales de 2009 y 2008, respectivamente. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009 y 10,46% en 2008.

Categoría de activos Valores de renta variable ..................................................................... Renta Fija ............................................................................................ Bienes raíces ....................................................................................... Otro ...................................................................................................... Total .....................................................................................................

Objetivo Asignación 2010 16.9% 76.9% 0.0% 6.2% 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 2008 16.9% 11.7% 76.9% 82.7% 0.0% 5.5% 6.2% 0.1% 100.0% 100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% .

E.11) CEPISA El valor razonable de los activos del plan es de R$ 126.807 al final de 2009. La tasa esperada a largo plazo de la rentabilidad de estos activos del plan fue 9,725% en 2009. Este es el primer año de reconocimiento de costos de los beneficios de pensión para CEPISA. Así, la asignación de activos para el año 2008 no está disponible.

Objetivo Asignación Categoría de activos 2010 Valores de renta variable .................................................... 0.0% Renta Fija ........................................................................... 94.1% Bienes raíces ...................................................................... 2.7% Otro..................................................................................... 3.2% Total.................................................................................... 100.0%

Porcentaje de los activos al año Final 2009 0.0% 94.1% 2.7% 3.2% 100.0%

Por la Ley brasileña, valores de renta variable de asignación de los intervalos objetivo del 0% al 10%, de bienes raíces varía asignación objetivo del 0% al 4%, los préstamos oscila asignación objetivo del 0% al 15% y fija los rangos objetivo de asignación de los ingresos del 85% al 100% . 21.

Compromisos y contingencias Hay varias demandas en las diferentes etapas de la prueba en contra de ELETROBRAS y sus sociedades controladas. De acuerdo con las directrices de la ASC 450 Contingencias, la Compañía clasifica las demandas contra la compañía de acuerdo con el riesgo de pérdida, sobre la base de la opinión de sus asesores legales, de la siguiente manera:  De las demandas por lo que se considera un resultado desfavorable probable, Su dotación se efectúa;  De las demandas por lo que se considera un resultado desfavorable posible, La información relacionada se expone en las Notas a los estados financieros, y  De las demandas por lo que se considera un resultado desfavorable remoto, Sólo la información que se considere irrelevante por la administración es revelada en las notas a los estados financieros. ELETROBRAS y sus subsidiarias son las partes implicadas en varios procesos judiciales, principalmente laborales y civiles, que están en diversas etapas de la prueba. Dirección de la Sociedad, de acuerdo con ASC 450 adopta el procedimiento de clasificación de las demandas presentadas contra la compañía por el riesgo de pérdida, sobre la base de la opinión de sus asesores legales, de la siguiente manera:  se hacen previsiones para los juicios con un probable resultado desfavorable para la empresa;

F-68

 de las demandas con un resultado desfavorable resonably posible para la empresa, la información correspondiente se expone en las Notas explicativas, y  de las demandas con un resultado desfavorable para la distancia de la compañía, sólo la información que a criterio de la gerencia es considerada como importante para la plena comprensión de los estados financieros se indica en las notas explicativas. Por lo tanto, con el fin de cubrir las pérdidas, las provisiones para contingencias se hacen, como hemos dicho, y considerado por la Dirección de la Sociedad y sus filiales, y por sus asesores legales, que sea suficiente para cubrir las pérdidas en los juicios de cualquier naturaleza, en este año fiscal año, con la siguiente composición: 31 de diciembre de 2009

2008

Demandas laborales .................................................................................................................. 1.248.456 187.552 Créditos fiscales......................................................................................................................... Demandas civiles ....................................................................................................................... 2630.548

1244.589 230000 2.978.772

Total ........................................................................................................................................... 4.066.556

4.453.361

I)

Demandas en contra de la Compañía y sus filiales calificados como probables pérdidas 1.

Las demandas civiles 1.1.

Empresa La provisión para contingencias civiles IOF la Compañía, por un monto de R$ 1.311.445 (31 de diciembre de 2008 - R$ 1.328.244), se refiere a las demandas de préstamos-de carácter obligatorio, adoptadas en favor de ELETROBRAS a partir de 1978, con los criterios de corrección monetaria diferente de los establecidos en la ley específica. Esas acciones no deben ser confundidos con las presentadas reclamando la amortización de los Bonos al Portador actualmente inaplicable emitida en asociación con el préstamo obligatorio. El incidente de recusación el método de cálculo de la corrección monetaria, conforme a la ley que rige el préstamo obligatorio, que se utiliza para el ajuste de los créditos tomados a partir de 1978. Los créditos se han pagado en su totalidad por ELETROBRAS a través de conversiones en acciones tal como se define en la 72 ª, 82 ª, y 142 reuniones extraordinarias de ELETROBRAS. Con cerca de 4.000 demandas en curso, y en diferentes etapas, la gestión de ELETROBRAS estimaciones, con el asesoramiento de un abogado, que el plazo de liquidación promedio de los juicios será de ocho a diez años. En la sentencia dictada el 12 de agosto de 2009 sobre créditos del préstamo obligatorio, los recursos interpuestos por ELETROBRAS se les concedió parcialmente por el Tribunal Superior de Justicia. Los créditos de la primera y segunda conversión se considera que han caducado. La tasa SELIC en el monto de capital también se consideró que no proceda, con intereses más que a partir de la fecha de citación y la conversión de los créditos a que se refiere se hizo en el valor en libros de acciones. Como resultado de la sentencia, los supuestos detrás de la determinación del valor de la provisión se revisaron. La Sociedad Gestora ahora a reconocer una provisión por un monto de R$ 1.311.445, que corresponde a un 100% de las pérdidas esperadas.

1.2.

Empresas controladas 1.2.1. CHESF Al 31 de diciembre de 2009, Eletrobras Chesf estuvo involucrado en litigios significativos con Mendes Jr., un contratista de construcción brasileña. Chesf y Mendes Jr. llegó a un acuerdo en 1981 que prevé las obras de construcción seguro que será realizado por Mendes Jr. El acuerdo, según enmendada, aún más previsto que, en caso de retrasos en los pagos debidos por Chesf a Mendes Jr., Mendes Jr. tendría derecho a intereses de demora a razón del 1,0% al mes, más reajustes para tener en cuenta la inflación. Durante la ejecución de los trabajos, los pagos por Chesf se retrasaron y Chesf posteriormente a cancelar

F-69

los intereses de demora al tipo del 1,0%, más reajustes, en tales retrasos en los pagos. Mendes Jr. alegó que como había sido requerido para financiarse en el mercado con el fin de no interrumpir los trabajos de construcción, que tenía derecho a ser reembolsados en relación con esos fondos a tasas de interés de mercado, que eran mucho más altos que los intereses de demora contractual tipo de cambio. El juez de primera instancia desestimó las pretensiones de Mendes Jr. 's y Mendes Jr. apeló ante la Corte de Apelación del Estado de Pernambuco (O el Tribunal de Apelación). El Tribunal de Apelación reinstalado 's reclamaciones y, finalmente, declaró Chesf reembolsar a Mendes Jr.' s Mendes Jr. costes de financiación en relación con el retraso en los pagos a tasas de mercado, además de los honorarios legales del 20,0% de la cuantía de la controversia, con el total la indexación a precios de mercado hasta la fecha de pago efectivo. Apelación Chesf de la orden del Tribunal de Apelación ante el Tribunal Federal Superior (o STJ) fue despedido por razones de jurisdicción. Mendes Jr. presentó entonces una segunda demanda en un tribunal del estado de Pernambuco a fin de Chesf a pagar por las pérdidas reales incurridos por Mendes Jr., y para determinar el monto a pagar. En el procedimiento de ejecución, el tribunal de primera instancia falló a favor de Mendes Jr., pero el Tribunal de Apelación falló a favor de Chesf, anulando la sentencia de primera instancia en el procedimiento de ejecución. Mendes Jr. apeló este fallo de la Corte de Apelación de Tribunal Superior de Justicia y el Tribunal Supremo Federal, que fueron rechazados. Al mismo tiempo, el Gobierno brasileño también pidió al STJ para que el Gobierno de participar en el proceso como asistente de Chesf. En diciembre de 1997, el STJ decidió que: (i) el segundo proceso debería reiniciarse desde la fase de tribunal de primera instancia, (ii) el Gobierno de Brasil deben participar en el proceso como asistente de Chesf, y (iii) el segundo proceso debe ser oído antes de los Tribunales Federales en lugar de los Tribunales del Estado a la que se presentó originalmente. El segundo proceso se reinició en los tribunales federales para determinar el monto final a pagar por Chesf a Mendes Jr. Un experto fue llamado a determinar la cuantía de la reclamación, y que su hallazgo desafió por Chesf. Como consecuencia, el tribunal decidió rechazar la opinión del experto, pero fija los criterios que deben aplicarse para determinar la cantidad adeudada. Mendes Jr. ha hecho un llamamiento, solicitando que la corte requiere Chesf a pagar el monto determinado por el experto. Chesf y el Gobierno de Brasil también han apelado, pidiendo que la demanda debería ser concluido, ya que no hay evidencia de Mendes Jr. obtuvo préstamos a la conclusión de la construcción. El 25 de febrero de 2010, el Tribunal Regional Federal de la 5 ª Región lugar los recursos interpuestos por Chesf y el gobierno brasileño y descartó que la demanda carecía de fundamento. La cantidad inicial se declaró por los demandantes fue de aproximadamente R$ 7 millones (sin considerar la inflación). Con base en la opinión de nuestro departamento legal al 31 de diciembre de 2009, no teníamos las disposiciones relativas a esta materia. Demanda por daños y perjuicios a ser pagados por el 14.400 hectáreas de tierra en la Hacienda Aldeia presentada en Sento Sé Distrito por los administradores de los bienes del Aderson Moura de Souza y su esposa (Demanda 0085/1993). La sentencia de primera instancia consideró la solicitud de Chesf infundado y condenado a pagar 50 millones de reales, lo que corresponde a la cantidad principal más los intereses y corrección monetaria. Al 31 de diciembre de 2008, Chesf presentó un recurso ante el Tribunal de Justicia del Estado de Bahía. 1.2.2. CGTEE a) Las contingencias civiles de esa filial se refieren principalmente a los conflictos con los proveedores, cuya pérdida probable de acuerdo a los asesores legales de la Sociedad corresponde a R$ 3.692 el 31 de diciembre de 2009 (R$ 270 el 31 de diciembre de 2008). b) La filial fue servido un aviso por CEEE-D para el pago de los importes derivados de la transferencia de CGTEE a Eletrobrás, debido al spin-off de la CEEE, lo que equivale proceder a R$ 3.650 y, con base en la opinión de los asesores legales, la probabilidad de la pérdida se considera probable que desde el tercer trimestre de 2009, debido a cambios en la marcha del procedimiento. 1.2.3. ELETRONORTE Hay varias demandas civiles para exigir la indemnización de las pérdidas derivadas de retraso en el pago a los proveedores y el dominio eminente de las zonas inundadas por los embalses de las centrales hidroeléctricas. Las pérdidas se estiman en R$ 518,511 (R$ 650 339 en diciembre 31,2008), la probabilidad de que dichas pérdidas se evalúa como probable. Nuestras subsidiarias son normalmente involucrados en una serie de procedimientos legales relacionados con la expropiación de las tierras utilizadas para la construcción de centrales hidroeléctricas, especialmente en las regiones norte y noreste. La mayoría de los procedimientos están relacionados con la indemnización pagada a las poblaciones afectadas por la construcción de los embalses y los daños económicos o ambientales infligidos a las poblaciones afectadas y las ciudades vecinas. Los litigios relacionados con la participación de la expropiación de nuestras subsidiarias se describen a continuación.

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En el norte de Brasil, Eletrobrás Eletronorte está involucrado en varios procesos relacionados con la expropiación de tierras para la construcción de las centrales hidroeléctricas de Balbina, en el estado de Amazonas, y Tucuruí, en el estado de Pará. Las 28 demandas relacionadas con la expropiación Balbina implican el valor a pagar por las tierras expropiadas y la legalidad de la propiedad de los terrenos afectados reclamado por supuestos terratenientes. El importe total, que está totalmente provisionada, es de aproximadamente R$ 183 millones. Recientemente, sin embargo, el Ministério Público Federal encontró evidencia nueva de que las tierras pertenecían a la Federal República, No para el Estado de Amazonas, Que es el principal argumento es hecho por el demandante en este procedimiento. El Gobierno del Brasil se ha unido a Eletronorte en los procesos que involucran la planta hidroeléctrica de Balbina. De las 232 demandas originales relacionados con la expropiación de Tucuruí, sólo cuatro siguen activos al 31 de diciembre de 2009. Eletronorte ha sido galardonado con los otros 228 juicios, y espera el mismo resultado en el procedimiento sigue en curso. No hemos establecido ninguna disposición en relación con las demandas restantes. 1.2.4. FURNAS El 26 de noviembre de 2007, la Empresa de Energia Ltda. Produtora. (O EPE) inició un procedimiento de arbitraje en contra de Furnas Eletrobras en la Câmara de Mediação e Arbitragem de São Paulo (De Mediación y Arbitraje de São Paulo), como consecuencia de la cancelación por Eletrobras Furnas de un acuerdo de compra de energía, debido a la incapacidad de la EPE para entregar el volumen de electricidad contratada. No es posible determinar con precisión la cuantía de la reclamación, ya que dependerá de la evaluación de un experto designado por un tribunal de arbitraje. La decisión final aún está pendiente. No hemos hecho ninguna disposición con respecto a esta cantidad porque consideramos que el riesgo de una decisión favorable a ser posible. 1.2.5. ITAIPU Al 31 de diciembre de 2009, Itaipú participó en tres pleitos con ITAMON - Construções Industriais Ltda, una asociación creada por un consorcio de empresas de construcción.. Itaipú y ITAMON llegado a un acuerdo en 1980 que prevé las obras a realizar por ITAMON en relación con la planta hidroeléctrica de Itaipú. ITAMON trajo tres demandas alegando incumplimiento de contrato por Itaipú, que supuestamente han causado una carga económica excesiva para ITAMON. ITAMON está solicitando: (i) Itaipú a cargo de los gastos de un aumento en el impuesto sobre la renta causado en ese período, lo que afectó negativamente a la cantidad a percibir por ITAMON en el contrato, (ii) los ajustes en el precio del contrato a reflejar la inflación para el período que Itaipú fue en la demora de los pagos, y (iii) el pago de ciertas cantidades, además del precio del contrato como consecuencia de la realización de servicios extraordinarios fuera del alcance del contrato. El importe estimado de las reclamaciones es de R$ 60 millones, R$ 60 millones y R$ 128 millones, respectivamente. Itaipú ha previsionado totalmente las cantidades en relación con los tres procedimientos al 31 de diciembre de 2009, por considerar que el riesgo de una probable decisión desfavorable.

2.

Juicios laborales 2.1.

Empresa

a) La Compañía ha establecido una provisión de R$ 6.130 (R$ 88.574 mil en 2008) para hacer frente a posibles pérdidas por contingencias laborales. 2.2.

Empresas controladas 2.2.1. FURNAS a) Remuneración de los ingenieros El Sindicato de Ingenieros del Estado de Río de Janeiro inició acciones reclamando la recuperación de la mano de obra de las diferencias salariales provocadas por un cambio en la fecha base del aumento en la remuneración de los ingenieros de esa compañía, la actualidad, el proceso se encuentra en proceso de ser terminado. La cantidad estimada y registrada es de R$82.301 mil (R$ 83.436 el 31 de diciembre de 2008). 2.2.1. FURNAS b) Bonos de condiciones de trabajo peligrosas Varias demandas fueron presentadas reclamando condiciones de trabajo peligrosas. Bajo el supuesto de que pagar más debido a la prestación por condiciones de plena atención a todos los empleados que

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prestan sus servicios en el campo de la electricidad y no proporcionalmente sobre la base de los empleados de tiempo pasado en la zona de peligro. El monto estimado para cubrir posibles pérdidas al 31 de diciembre de 2009 es de R$ 82.110 (R$ 62.597 el 31 de diciembre de 2008). c) Jubilación complementaria beneficio Un monto de R$ 61.905 (R$ 58,808 el 31 de diciembre de 2008) se refiere a los beneficios complementarios de jubilación para la equivalencia con los ingresos de los empleados activos. d) las acciones de Varios Al 31 de diciembre de 2009, una provisión de R$ 162.759 (R$ 149.776 el 31 de diciembre de 2008) se mantuvo para cubrir varios juicios civiles y laborales entabladas contra la Sociedad. 2.2.2. CHESF Las contingencias en el área de trabajo de CHESF se compone principalmente de acciones referentes a las bonificaciones de las condiciones peligrosas de trabajo, horas extras, en forma conjunta las contribuciones al fondo de pensiones FACHESF, y las cantidades derivadas de la terminación de la morosidad de las empresas de terceros. Los principales se describen a continuación: a) Una acción está en curso en el Tribunal Regional del Trabajo del Estado de Bahia, presentada por el Sindicato de Trabajadores del Sector Eléctrico de la Bahía, que buscan el pago a los empleados de Gerencia Regional de Paulo Afonso - Fibra de vidrio, de la ciudad de Paulo Afonso - Estado de Bahía, la diferencia salarial causada por la aplicación de Decreto Ley de 1971 y del incremento anual en el valor de los bonos de condiciones de trabajo peligrosas, estimada en R$ 7.500. La empresa interpuso un recurso ante el Tribunal Superior del Trabajo ("TST"), que fue denegada. Chesf fue condenado a pagar la cantidad. El pago se ha iniciado y un valor de R$ 3.700 se pagó a una parte significativa de los empleados. Un monto de R$ 3.800 que queda por pagar. El 31 de marzo de 2009, se inició la ejecución y el crédito fue objetado parcialmente. El 30 de septiembre de 2009, el procedimiento todavía se calcula por el Tribunal para el juicio posterior de la suspensión de la ejecución, para el ajuste de la deuda. El 31 de diciembre de 2009, la suspensión de la ejecución se considerará inválida, y Chesf presentó una apelación interlocutoria ante el Tribunal Regional del Trabajo de la 5 ª Región. b) La acción se presentó ante el Juzgado de Trabajo 8 de Fortaleza - Ceará por el Sindicato de Trabajadores del Sector Eléctrico del Estado de Ceará - SINDELETRO, con el objetivo de lograr el reembolso de las pérdidas sufridas por los empleados de Gerencia Regional de Norte - GRN (Ceará y Rio Grande do Norte), derivado de la cancelación de los servicios de transporte, que tenía un valor estimado de R$ 6.000. La solicitud para el transporte que se reanuden fue concedida en un juicio parcial y la Compañía de cumplimiento es. La Unión ha pedido a los servicios de transporte complementarios y una multa diaria a ser aplicada en contra de la Compañía, CHESF tela de juicio la afirmación. El juez laboral, después de una audiencia celebrada el 23 de agosto de 2005 para la presentación de los argumentos de Chesf, cambió su sentencia anterior, para determinar el restablecimiento de los servicios de transporte sólo en la medida ya ha proporcionado, aún en la misma decisión, los parámetros para la solución de la decisión fueron establecidos y el crédito laboral se redujo a R$ 1.300. El Tribunal de Primera Instancia del Trabajo de la ciudad de Fortaleza está procesando la sentencia, y adopten una decisión definitiva y la implacable después del depósito inicial de la cantidad principal se hizo, 31 de diciembre de 2009, las cantidades a los demandantes y los gastos legales estaban autorizados para el pago. c) La acción se presentó ante el Juzgado de Trabajo 4 de Recife - Estado de Pernambuco por el Sindicato de Trabajadores de Industrias Urbanas del Estado de Pernambuco (URBANITÁRIOS) en representación de 460 empleados que trabajan en Recife, solicitando el pago de condiciones de trabajo peligrosas paga extra en todos los montos del salario, que corresponde a R$ 4.000. Debido al principio de lis alibi pendens, el Juez del Juzgado de Primera Instancia de exclusión del procedimiento 300 de los empleados representados y consideró que el fundamento reclamación. La Unión presentó un recurso ordinario ante el Tribunal del Trabajo de la Región 6, que fue concedido. El reclamo fue enviado para el análisis de un experto. Al 30 de junio de 2008, el análisis de los expertos había concluido y el tribunal determinó el valor de la acción de R$ 3.300. Según los cálculos de los asesores legales de la Sociedad, la deuda asciende a R$ 2.900 y la diferencia será desafiado a través del movimiento de suspensión de la ejecución. Al 31 de diciembre de 2009, las propuestas de suspensión de la ejecución presentada por CHESF se espera de una decisión para el ajuste de la deuda. 2.2.3. ELETRONORTE La sociedad controlada está involucrado en algunos conflictos laborales y ha reconocido una provisión de R$ 154.601 (R$ 132.724 al 31 de diciembre de 2008) para posibles reclamaciones. 2.2.4. CGTEE

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Los depósitos judiciales se refieren a las cantidades necesarias para dar continuidad a las demandas laborales, incluyendo demandas laborales presentadas por empleados de la ex Companhia Estadual de Energía Eléctrica - CEEE. Basado en la opinión de sus asesores legales, la Compañía mantiene una provisión por un monto de R$ 11.479 al 31 de diciembre de 2009 (R$ 11.491 al 31 de diciembre de 2008) para cubrir las probables pérdidas que podrían requerir la participación de la empresa en el pago de los mismos , para lo cual la Sociedad ha realizado los depósitos judiciales de R$ 2.011 al 31 de diciembre de 2009 (R$ 1.778 al 31 de diciembre de 2008). Pasivos accidental derivados de demandas laborales de los empleados CEEE transferidos a la empresa, presentada el 11 de agosto de 1997, la fecha de la reestructuración empresarial CEEE, con un resultado definitivo desfavorable para la empresa, dando lugar a la obligación de pagar los importes resultantes de dicha resolución definitiva , será soportado íntegramente por CEEE-D o CEEE GT. Además, la compañía proporcionó 18 vehículos de su flota como garantía en relación con el procedimiento de ejecución relacionados con reivindicaciones laborales, de los cuales el valor en libros fue de R$ 318. 3.

Juicios fiscales 3.1.

Empresas controladas 3.1.1. FURNAS a) La Compañía, en base a las últimas decisiones del Servicio de Rentas Federal, reconoció una provisión de contingencias fiscales de R$ 89.318, para PASEP / COFINS aplicable en la exclusión de la cuota de reversión de la Reserva Mundial ("RGR") de la base imponible para los períodos comprendidos entre octubre 1995-septiembre 2000 y octubre de 2005 a marzo 2007. La diferencia de R$ 195.187 se refiere a otras exclusiones de la base de impuesto de sellos, no juzga, sin embargo, donde hay posibilidades de un resultado favorable a FURNAS, de acuerdo a la comprensión de sus asesores legales. b) Evaluación de las deficiencias - FINSOCIAL, COFINS y PASEP Provisión para riesgos que implican demandas de impuestos. La demanda principal registradas en este grupo se compone de preguntas sobre el aviso de la delincuencia que se presentan en FURNAS 3 de mayo de 2001, relativo al Cofins Finsocial y Pasep para el importe reexpresado de R $ 1098.9 mil mil ( históricos $791.796 dólares mil), en relación con las exclusiones de las bases de cálculo se refiere principalmente a la transferencia y el transporte de la Itaipú Binacional de energía por un período de diez años. Estos avisos de la delincuencia fueron adicionales a las que sirvió en 1999 para un período de auditoría de cinco años para R $ 615 mil ochenta y nueve mil, que había sido objeto de la pertenencia a Refis el 1 de marzo de 2000, y transfirió el 31 de julio de 2003 a Paes. El 12 de junio de 2008, en relación con la decisión del Estado N º 8 dictada por el Supremo Tribunal Federal, el período para la recolección de las notificaciones de morosidad se redujo a 5 (cinco) años, y el monto actualizado de R$ 1,098,900 miles de disminución de R$ 241.441 mil. Basado en las últimas decisiones anunciadas recientemente, el brasileño IRS estableció una provisión para riesgos fiscales a la $ 80.842 mil en relación con PASEP / COFINS aplicado a la exclusión de las bases de cálculo RGR para los períodos desde junio 1996 hasta septiembre 2000 y octubre 2005-marzo 2007 . El R $ 165.795 mil diferencia consiste en otras exclusiones de las bases de cálculo mencionado, a la espera de una sentencia, con la probabilidad de un resultado favorable para FURNAS, de acuerdo con sus puntos de vista del departamento legal. 3.1.2. ELETRONORTE a) La sociedad controlada está involucrado en algunas acciones relacionadas con el ICMS (IVA estatal) y ha reconocido una provisión de R$ 17 mil (R$ 53.033 el 31 de diciembre de 2008) para cubrir las pérdidas evaluadas como probables. 3.1.3. CHESF a) La filial está involucrado en demandas por la cancelación de las evaluaciones de la deficiencia y para la solicitud de devolución de los créditos (PIS / PASEP, COFINS), entre otros. La compañía ha establecido una provisión de R$10.279 (31 de diciembre de 2008 - R$8.770 ).

II)

Demandas en contra de la Compañía y sus filiales calificados como posibles pérdidas

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1.

Las demandas civiles 1.1.

Empresas controladas 1.1.1. CHESF a) Dos acciones de indemnización fueron presentadas contra CHESF por el Consorcio formado por CBPO / Constran / Mendes Júnior reclamando el pago de una compensación económica adicional, debido a la demora en el pago de las facturas en el contrato Xingó Hidroeléctrica construcción de la planta. Una de estas acciones, presentado en junio de 1999, se refiere a las facturas emitidas a partir de abril de 1990 y la otra, presentada en mayo de 2000, se refiere a las facturas emitidas con anterioridad a abril de 1990. Reclamaciones de los demandantes se limitan a la existencia de un supuesto derecho a una compensación económica, la determinación de los importes correspondientes de la compensación se aplace hasta el final del juego. La empresa desafió las afirmaciones y pidió que el Servicio de Impuestos Federales para ser incluido en la acción y que el proceso de ser transferido a uno de los tribunales de la Justicia Federal en el Estado de Pernambuco, el Consorcio presentó un recurso frente a la solicitud de la inclusión del Gobierno Federal de Brasil en el procedimiento. Después de la presentación del testimonio del experto y las explicaciones adicionales, se celebró una audiencia en agosto de 2005. Se determinó para retrasar la presentación de los alegatos finales hasta octubre 17, 2005. En la actualidad, el proceso termina y es probable que haya despacho de cargas en el proceso para fines de dictar sentencia. Al 31 de diciembre de 2009, documentos de la corte quedó concluido para dictar sentencia. b) La acción civil pública presentada contra la Compañía por Associação Comunitária hacer Povoado do Cabeço e Adjacências (Asociación de la Comunidad de la Ciudad de Cabeço y sus alrededores), en el Estado de Sergipe, Correspondiente a R$ 100.000, con el 2 º Juzgado Federal de Sergipe. Su objetivo es una compensación financiera por supuesto los daños ambientales causados a los pescadores de Cabeço, resultante de la construcción de la Central Hidroeléctrica de Xingó. La acción se presentó ante un tribunal federal el 27 de junio de 2002, y fue impugnada en el plazo que establece la ley. Después de una serie de acontecimientos que no han afectado a la demanda, el 31 de agosto de 2005, un juez determinó incluir al Gobierno Federal de Brasil, IBAMA (Instituto Brasileño del Medio Ambiente), IMA-AL (Instituto de Medio Ambiente del Estado de Alagoas), CRA-BA (Consejo Regional de Administración del Estado de Bahía), y ADEMA-SE (Administración Estatal de Medio Ambiente del Estado de Sergipe) en la demanda, ordenando la entrega y la entrega de la citación a esas entidades. Al 30 de septiembre de 2005, la compañía se espera para el servicio de proceso tenga lugar. El 30 de septiembre de 2006, se remitió el expediente al Juez bajo consideración, después de la entrada en la agenda de los defensores de los nuevos Chesf. El 31 de diciembre de 2006, el procedimiento fue suspendido por una decisión del Juez, en espera de sentencia de la apelación interlocutoria interpuesta por el autor de la demanda en la Corte Federal de Apelaciones de la Región 5. Ningún juicio se ha dictado en la apelación. El co-partes de Chesf (el Gobierno Federal de Brasil, IBAMA, IMA-AL, CRA-BA y SE-ADEMA) ya han sido convocados. El 12 de septiembre de 2007, el juez emitió una orden de prisión preventiva con el siguiente contenido: "Espere información sobre la decisión final y la implacable de la apelación, que deberá comunicarse a CHESF." Teniendo en cuenta que la apelación interlocutoria CHESF presentada fue rechazada, la empresa presentó una moción para su reasentamiento en contra de la decisión, que, al 31 de marzo de 2008 no se había pronunciado todavía sobre. Una acción civil pública fue presentada también contra CHESF sociedad controlada, en el distrito de Brejo Grande / SE, de R $ 100 millones, con los mismos reclamos de las acciones mencionadas anteriormente, pero abandonado por el demandante en febrero de 2005. El último procedimiento se realizó en noviembre de 2007, cuando el juez determinó que el Ministerio Público no había presentado sus argumentos acerca de la acción civil. Al 31 de marzo de 2008, la acción se mantuvo estancado, con ninguna posición de la Fiscalía General. Al 30 de junio de 2008, el juez de Brejo Grande Distrito dictó una resolución reconociendo la incapacidad de la Justicia del Estado para manejar el caso y determinar que los expedientes deben ser enviados a la Justicia Federal. Al 30 de septiembre de 2008, estos expedientes fueron con el IBAMA, 31 de diciembre de 2008, el IBAMA no había regresado aún de los registros. Al 19 de febrero de 2009, este procedimiento ha sido sometido a un Tribunal Federal de Justicia y ha sido considerado en relación con otro procedimiento similar que ya se había presentado y en espera de juicio, ambos se escuchan entre sí. El 13 de junio de 2008, una orden preventiva de la juez ordenó la convocatoria del Gobierno Federal de Brasil y del IBAMA, así como la convocatoria de la autora de la demanda para discutir los términos de la

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acción. Al 30 de septiembre de 2006, los expedientes fueron por el IBAMA. Al 31 de diciembre de 2008, la filial estaba esperando a la audiencia de conciliación, creado en febrero 19, 2009. A medida que la audiencia no tuvo lugar en esa fecha, el juez ordenó que los nuevos pedidos para la continuación del procedimiento En esta audiencia, el juez se dio cuenta de la existencia de un procedimiento judicial con el mismo objetivo que se espera de la sentencia por el Tribunal Civil de Brejo Grande / Estado de Sergipe y que se habían presentado ante un Tribunal Federal de Justicia, y por lo tanto asignados a esa jurisdicción, en vista de esto, el juez decidió a reconocer la relación entre los dos procedimientos, que por lo tanto comenzó a ser escuchado, junto a esa fecha. Una nueva audiencia fue programada luego de 14 de mayo 2009 con el fin de concluir sobre la naturaleza de las pruebas de procedimiento que han obtenido, incluyendo la realización de un peritaje, en esta audiencia, el juez estableció el plazo de tres meses para que las partes preguntas actuales a efectos de examen de expertos. La audiencia estaba prevista para el 15 de septiembre 2009 para establecer un examen experto en la materia, por lo tanto CHESF tenía que presentar un proyecto Término de Referencia para este propósito. Este documento está siendo preparado por profesionales especializados de la compañía, junto con sus abogados externos. El 30 de septiembre de 2009, el juez a cargo postergó la audiencia prevista para el 15 sept 2009 a 22 oct 2009. En esta audiencia, el juez programó otra audiencia para el 02 de marzo 2010, con el fin de designar el examinador experto y establecer el plazo de duración de la prueba pericial. De acuerdo con la opinión de los asesores legales de la empresa, el riesgo de un resultado desfavorable para las acciones es posible, pero la cantidad de la pérdida no se conoce. Las Industrias Urbanas del Trabajo de la Unión en el Estado de Alagoas, En la posición de sustituto legal, presentó una demanda laboral a favor de la Companhia Energética de Alagoas - Los empleados de la CEAL, a fin de recibir las supuestas diferencias salariales derivadas de la "Plano Economico Bresser", El reclamo se le concedió el segundo lugar y de la Junta de Conciliación Sentencia de Maceió, Estado de Alagoas, Y la decisión fue ratificada por el Tribunal Regional del Trabajo de la Región 19, a través de una sentencia definitiva insaciable. Sin embargo, en la ejecución de la sentencia, el Tribunal de Trabajo 2 de Maceió considera que no debería haber ninguna limitación basada en el aumento de salario base de la fecha de la categoría profesional, que sería muy ejecución gravar. El caso es que considera que existe un posible desenlace desfavorable, ya juicio de la limitación del aumento de salario base de la fecha de la categoría profesional se llevará a cabo durante la fase de ejecución, ya que de acuerdo con DO / TST (SDI) N º 262, "limitación hasta la fecha base de aumento de salario de la categoría profesional no afecta a la cosa juzgada, en la fase de ejecución, de la decisión de pagar las diferencias salariales derivadas de los planes económicos ". El Gobierno Federal presentó una oposición antes de la sentencia, alegando que en el reconocimiento de la nulidad de la sentencia dictada por el Juzgado de Trabajo 2 de Maceió, lo que hace que la sentencia contra CEAL válido. III)

Demandas en contra de la Compañía y sus empresas controladas clasificado como pérdidas a distancia 1.

Las demandas civiles 1.1.

Empresa ELETROBRAS ha sido nombrado como acusado en una acción presentada por la Asociación Brasileña de los consumidores de agua y energía eléctrica-ASSOBRAEE ante el Tribunal Federal en Brasilia 17a. El demandante afirma que el valor de mercado de las acciones de Eletrobrás debe ser el precio de las acciones emitidas para el pago de créditos obligatorios de préstamos, en lugar del valor contable en la actualidad establece como parámetro para el problema. El monto reclamado asciende a R$ 2.397.003, y de acuerdo con los asesores legales, la posibilidad de un resultado desfavorable es remota. Eletrobrás es también parte de otras demandas, cuyo propósito es la redención de los bonos al portador emitidos por la Compañía en relación con el préstamo obligatorio issuend entre 1964 y 1976, De conformidad con lo dispuesto en el artículo 4, párrafo 11 de la Ley N º 4.156/62 y el artículo 1 del Decreto N º 20910 / 32, estas obligaciones no son ejecutables. Administración de la Compañía, con el apoyo de sus asesores legales, considera que la posibilidad de un resultado desfavorable para ELETROBRAS en estas demandas en curso es a distancia, teniendo en cuenta que la jurisprudencia sobre el tema es unánime en el plazo de prescripción para el derecho a reclamar el reembolso de los obligaciones emitidas por el préstamo obligatorio y la no aplicabilidad de estas notas (ver nota 23).

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1.2.

Empresas controladas 1.2.1. CHESF A pesar de ser considerada por los asesores legales CHESF como un riesgo remoto de la pérdida, hay una acción de la colección presentada por la empresa Mendes Júnior, contratada para la construcción de la UHE Itaparica, reclamando la indemnización de las supuestas pérdidas financieras causadas por la demora en el pago de facturas por parte de la sociedad controlada. Ese juicio colección se basa en la acción declaratoria como válido a los efectos de establecer la existencia de un crédito Mendes Júnior contra CHESF, lo que garantiza la devolución financiera. Después de la decisión del Tribunal Superior de Justicia de no reconocer el recurso extraordinario interpuesto por la Constructora Mendes Júnior, y confirmar la decisión de la Sala segunda Civil de la Corte Federal de Pernambuco, que anuló la decisión y determinó la devolución de los expedientes de uno de Pernambuco tribunales de primera instancia, la demanda fue enviada a la Corte Federal el 12 de peritaje nuevos y la prestación de una nueva decisión. El informe de trabajo de expertos se presentó y declaró en respuesta a la pregunta de Chesf "Basada en un análisis de los registros contables de Mendes Junior, es imposible confirmar que en los períodos de pago de la factura retraso, Mendes Junior en realidad recaudó fondos en el mercado de dinero, específicamente para la financiación de las obras de construcción de Itaparica". Esta respuesta fue confirmada por el análisis realizado por el asistente técnico de Chesf, que incluía un examen detallado de los estados financieros Mendes Junior. Basándose en estos resultados, Chesf pidió a la demanda para ser considerado totalmente de fundamento. La Oficina Federal Ministerio Público presentó su solicitud para anular la acción y, en el fondo del asunto, pidió a la demanda para ser considerados sin fundamento. La demanda fue considerada válida, en parte, de acuerdo con una decisión emitida el 8 de marzo de 2008. Mendes Júnior interpuso un recurso de aclaración de la sentencia, solicitando la aprobación total del informe elaborado por el perito oficial. La Oficina Federal Ministerio Público presentó una solicitud de la sentencia que se considera totalmente infundadas. Los recursos interpuestos por Mendes Júnior y la Oficina Federal Ministerio Público fueron rechazadas por el juez de la Corte Federal 12. Chesf y el Gobierno Federal, tanto interpuso recursos de aclaración, que fueron concedidas por el juez. El juicio para aclarar algunos puntos de la decisión previa sobre la evaluación de una posible deuda contraída por Chesf a Mendes Júnior. Esta frase aclara el punto que determina que, en la evaluación de una posible deuda contraída por Chesf a Mendes Júnior, todos los pagos del principal, y cualquiera y todas las compensaciones financieras pagadas por Chesf, de acuerdo con el contrato, deben ser descontados. CHESF apeló la decisión de invitar al juego que se considera totalmente infundadas, ya que esta demanda requiere de recogida Mendes Júnior para demostrar que recaudó fondos específicamente para la financiación de las obras de construcción de Itaparica, a causa de la demora en el pago de algunas facturas por parte de Chesf, y en cantidades superiores a las multas por pago tardío pagados por Chesf, con el fin de tener derecho a ninguna compensación económica, de acuerdo con la Acción Declaratoria se ha mencionado anteriormente. Los gastos financieros incurridos con dichos fondos se han superado las adiciones total pagado por CHESF como consecuencia de dichos retrasos. Al 31 de diciembre de 2008, el Gobierno Federal de Brasil, Chesf y Mendes Junior, ya había presentado apelaciones, y el plazo establecido para el Ministerio Público para presentar sus argumentos en curso. La Fiscalía Federal emitió un dictamen favorable respecto a la aceptación de la apelación CHESF. Apelaciones fueron llevados a juicio el 7 de mayo de 2009 por el Grupo 1 de los jueces de la Corte Federal de Apelaciones, pero debido a un quórum suficiente, el juicio se aplazó hasta el 14 de mayo 2009. El juez de la Corte solicitó revisar el examen de los registros de la corte y el procedimiento fue retirado del juicio. Al 31 de diciembre de 2009, el procedimiento se mantuvo en este estado. El 25 de febrero de 2010, los recursos de Chesf, el Gobierno Federal y la Oficina del Fiscal Federal fueron otorgados por el Grupo 1 de los jueces de la Corte Federal de Apelaciones de la 5 ª Región, mientras que la apelación fue desestimada Mendes Junior. La decisión correspondiente se publicó el 8 de marzo de 2010. Teniendo en cuenta la información presentada en la demanda, creemos que Mendes Júnior no ha tomado ningún préstamo para financiar específicamente la construcción de Itaparica (o por lo menos, no en las cantidades indicadas). Además, teniendo en cuenta los cálculos ya realizados por Chesf, y que, de acuerdo con la decisión del tribunal, todos los beneficios concedidos a Mendes Júnior durante la ejecución del contrato deben ser compensados, asesor legal de Chesf apoya la posición de la Dirección de la Sociedad, y considera la probabilidad de una evolución desfavorable resultado remoto.

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IV)

Garantías corporativas Durante el año 2009, ELETROBRAS emitido una garantía corporativa a sus entidades de propósito especial, en relación con la estrategia de ELETROBRAS para expandir y desarrollar la generación de energía, transmisión y distribución en Brasil. Sobre la base de la FIN 45 - Garante de los requisitos contables y de revelación para Garantías, Incluyendo Garantías Indirectas de Deuda de los otros ", Dirección de la Sociedad calcula una cantidad relacionada con el posible costo que podrían surgir si los afiliados cumplan con sus obligaciones financieras, por lo que la empresa tendría que ejecutar la garantía corporativa (R$ 80.429 en 2009 y R$ 18.046 en 2008).

22.

Préstamos obligatorios El préstamo de consumo de electricidad obligatoria, promulgado por la Ley N º 4.156/1962, con el objetivo de generar fondos para la expansión del sector energético brasileño, fue anulada por la Ley N ° 7.181 del 20 de diciembre de 1983, que se define la fecha de 31 de diciembre de 1993 como fecha límite para la colección. En la primera fase del programa de préstamo obligatorio, se inició con la promulgación del Decreto-Ley 1512 / 1976, de los prestamistas incluyen diversas clases de consumidores de energía y de los créditos representados por títulos al portador emitidos por ELETROBRAS. En la segunda fase, a partir de las disposiciones contenidas en el mencionado Decreto-ley, el préstamo obligatorio en cuestión sólo fue acusado de industrias con un consumo mensual de energía superior a 2.000 kWh, y los créditos ya no estaban representados por bonos al portador, pero sólo se registran en el libro de hoja de inscripción por Eletrobrás. El saldo restante del préstamo obligatorio, después de la conversión en acciones cuarta el 30 de abril de 2008, relativa a la 1.988 a 2004 créditos, se registran en el pasivo corriente y no corriente, con vencimiento a partir de 2008, y devengando un interés anual del 6%, más el ajuste monetario basado en la variación del IPCA-E y las cantidades, al 31 de diciembre de 2009 para R$ 12.941 mil son pasivos corrientes (31 de diciembre de 2008 - R$ 85.205), y R$ 127.358 mil son pasivos no corrientes (31 de diciembre, 2008 - R$129.866). I)

Bonos al portador emitidos por ELETROBRAS Los títulos al portador emitidos como resultado del programa de préstamos obligatorios no son valores negociables, no se negocian en las bolsas de valores, no son citados y no pueden hacerse cumplir, tanto, ELETROBRAS gestión aclara que la empresa no tiene obligaciones en circulación. La emisión de estos bonos fue una imposición legal y no una decisión de ELETROBRAS. Del mismo modo, este no era el deseo de los tenedores de bonos, pero que tenían que cumplir con una obligación legal por la fuerza de la Ley N º 4156 / 1962. Las disposiciones de la Ley N º 6404 / 1976 y Ley N º 6385 / 1976 no se aplican a estos bonos. El brasileño Comisión de Valores de la decisión de la Junta dictada en el procedimiento administrativo CVM RJ 2005/7230, presentada por tenedores de estos bonos, afirma literal que "los bonos emitidos por ELETROBRAS como resultado de la Ley N º 4156 / 1962 no pueden ser considerados como valores." CVM también declaró que no hay ni irregularidad en los procedimientos adoptados por ELETROBRAS sobre la comunicación de sus estados financieros se refieren a estos bonos, ni en la presentación de demandas de indemnización por el rescate de estos bonos. Además, la imposibilidad de estos bonos al portador se vio reforzada por las decisiones de la Corte Superior de Justicia, que reiteró el entendimiento de que se prescriben y no pueden ser utilizados como garantía de ejecuciones fiscales. Por lo tanto, los bonos al portador emitidos en la primera fase de este préstamo obligatorio, conforme lo resuelto por la Comisión de Valores de Brasil, CVM, no puede considerarse como obligaciones, además, por la fuerza de lo dispuesto en el artículo 4, párrafo 11 de la Ley N º 4156 / 1962 y el artículo 1 del Decreto N ° 2,0910 / 1932, que se pueden hacer cumplir, una condición confirmada en el boletín 344 de la Corte Superior de Justicia-STJ, mencionando que estos bonos no se pueden utilizar como garantía de ejecuciones fiscales, ya que no son líquidos y no son obligaciones. Como resultado, los pasivos relacionados con el préstamo obligatorio representan los créditos residuales establecidos entre 1988 y 1994 de los consumidores industriales con un consumo superior a 2.000 kW / h, en referencia a la segunda fase de este. Programa de préstamos obligatorios, así como los intereses que no sean reclamados en relación con estos créditos. 23.

Anticipos para futuros aumentos de capital

F-77

Los adelantos otorgados por el accionista de control (4712825 - 2009, 4287353 - 2008) y que se asignen a la capital con carácter irrevocable se ajustan por la tasa SELIC, de acuerdo con el Decreto N º 2673 / 1998: 24.

Patrimonio de los accionistas a) El capital social Acciones de la compañía de capital el 31 de diciembre de 2009 es de R$ 26,156,567 (31 de diciembre de 2008 - R$ 26.156.567) en acciones sin valor nominal. Las acciones preferentess no tienen derecho a votar y no son convertibles en acciones comunes, sin embargo, tienen prioridad en el reembolso del capital y la distribución de dividendos a una tasa anual de 8% para la clase "A" de acciones (suscrito hasta el 23 de junio 1969) y el 6% de las acciones clase «B» (suscrito como del 24 de junio de 1969), calculado sobre el capital correspondiente a cada clase de acciones. El capital social está representado por 1.132.357.090 acciones mediante anotaciones en cuenta y se organiza de acuerdo con los principales accionistas y por clases de acciones, de la siguiente manera:

Número de miles de acciones - 2009 Común Accionista

Número

Recomendados %

Una serie

Serie B

El capital total %

Número

%

Gobierno de Brasil .................. 470.656.241

52.00

-

712

0,00

470.656.953

41,56

BNDESPAR ............................ 190.757.950

21.08

-

18.691.102

8,22

2.094.49.052

18,50

Fondo Nacional de Desarrollo .......................... 45.621.589

5.04

-

-

-

45.621.589

4,03

FGP ........................................

1.000.000

0.11

-

-

-

1.000.000

0,09

FGI .........................................

-

-

-

8.750.000

3,85

8.750.000

0,77

FGO ........................................

-

-

-

5.849.700

2,57

5.849.700

0,52

Acciones en Tesorería ............

-

-

-

36.023

0,02

36.023

0,00

Otros ....................................... 196.987.747

21.77

146.920

193.859.106

85,34

390.993.773

34,53

905.023.527

100,00

146.920

227.186.643

100,00

1.132.357.090

100,00

Número de miles de acciones - 2008 Común Accionista

Número

Recomendados %

Una serie

El capital total

Serie B

%

Número

%

Gobierno de Brasil.................. 488.656.241

53.99

-

35.191.714

15,48

523.847.955

46,26

BNDESPAR ........................... 133.757.950

14.78

-

-

-

133.757.950

11,81

Fondo Nacional de Desarrollo .......................... 45.621.589

5.04

-

-

-

45.621.589

4,03

FGP ........................................ 40.000.000

4.42

-

-

-

40.000.000

3,53

Otros ...................................... 196.987.747

21.77

146.920

191.994.929

84,52

389129596

34,37

90.502.3527

100,00

146.920

227.186.643

100,00

1.1323.57.090

100,00

Del total de 390.993.773 acciones en poder de los accionistas minoritarios, 242.707.277 acciones, es decir, 62,06% son propiedad de inversores no residentes, lo que equivale 134.007.983 acciones ordinarias, de 27 años de clase "A" y 108.699.267 acciones preferentess Clase de acciones preferentes 'B'.

F-78

Fuera de la participación total de los accionistas residentes en el extranjero, 66.350.114 acciones ordinarias y 32.665.745 acciones Clase preferentes "B" se mantienen en custodia, el respaldo de la American Depositary Receipts ADR Program, 31 de diciembre, 2009, el valor contable por acción es igualado R$ 67,20 (31 de diciembre de 2008 - R$75,61). b) Las reservas de capital A continuación se describen algunas de estas reservas que se incluyen en el patrimonio neto:  Compensación por el déficit en la participación de capital - CRC Esto se refiere a las diferencias identificadas entre el retorno de la inversión generada por las tasas reales y que registran con base en las tarifas establecidas por el Gobierno Federal hasta 1993, con el fin de instituir la paridad en el sector.  Compartir prima de emisión Representa la prima de suscripción de acciones, se interpretará en el sentido de la cantidad pagada por el suscriptor de acciones en exceso del valor nominal correspondiente y la parte del precio de emisión de acciones sin valor nominal por encima del monto establecido para la formación de capital.  Decreto Ley 54.936/64 especiales Reserva establecida en la corrección de la traducción de la cantidad original de la propiedad, planta y equipo de los concesionarios de servicios públicos de electricidad en noviembre de 1964. Actualización del saldo de apertura en 1978 Reserva derivados de la corrección monetaria de la propiedad, planta y equipo antes de Decreto Ley N º 1.598, del 26 de diciembre de 1977. Invertir desdoblamiento de acciones A 500 (quinientos) por 1 (un) invertir división del mismo tipo de acciones representativas del capital social de la Compañía, con un capital que por lo tanto, representado por 1.132.357.090 anotaciones en acciones sin valor nominal, 905.023.527 de los cuales son acciones ordinarias, 146.920 son preferibles acciones de clase A y 227.186.643 son acciones preferentes clase B. Valor de la compañía de capital permanece sin cambios. Acciones de ELETROBRAS, a través de ADR nivel 1, se están comercializando a razón de 1 ADR de 500 acciones, y en la misma proporción de 500 acciones en el Latin American Stock Exchange (LATIBEX). Actualización del préstamo obligatorio de 1987 El préstamo obligatorio se introdujo con el fin de ampliar y mejorar el sector eléctrico brasileño. Los créditos del programa de préstamos obligatorios se han actualizado en función de la variación anual del Índice Especial Ampliado de Precios al Consumidor Amplio - IPCA-E, más los intereses de 6% anual, pagado a través de los concesionarios de distribución de electricidad por la compensación en las facturas de electricidad. En 1998, parte de la reserva se convirtió en capital, que abarca los créditos establecidos en el período 1978 a 1988. Reserva de incentivos fiscales - FINOR, FINAM y otros De reserva resultante de los incentivos fiscales destinados a la región amazónica y Brasil Noreste, áreas en las que las filiales Chesf y Eletronorte operar. c) Utilidades retenidas La Ley brasileña y la de los estatutos sociales exigen que ciertas asignaciones se hagan de las utilidades retenidas a las cuentas de reserva anualmente, la finalidad y la base de la asignación a tales reservas son los siguientes:  Reserva de los beneficios legales Esta reserva es un requisito para todas las corporaciones brasileñas y representa la asignación anual del 5% del ingreso neto según se indica en los registros contables estatutarios hasta un límite del 20% del capital social. La reserva se puede utilizar para aumentar el capital o para compensar las pérdidas, pero no se puede distribuir como dividendos en efectivo.  Reserva de las utilidades

F-79

De acuerdo con la de los estatutos sociales, el 50% de los ingresos netos se debe a la Reserva de inversión y el 1% a la reserva para estudios y proyectos. La reserva legal-Inversiones y Estudios y Proyectos se limitan, respectivamente, al 75% y el 2% del capital. d) Utilidades retenidas (pérdidas acumuladas) Este saldo representa las utilidades retenidas determinado de acuerdo con la U, S, después de GAAP (i) la asignación de la cantidad de reserva de los beneficios legales (si procede) como se describe en la Nota 24 (b) (ii) la asignación o transferencia hacia o desde otros se reserva tal como se describe en la Nota 24 (b) y (iii) los dividendos e intereses sobre el capital propio en lugar de dividendos como se describe en la Nota 24 (e). e) Los dividendos e intereses sobre el capital propio De la Compañía por las leyes establecen dividendos mínimos obligatorios del 25% de los ingresos netos legales ajustados de acuerdo con la ley corporativa, preferente de la Clase "A" y Clase "B" tienen prioridad con respecto a la recepción de un dividendo anual por un monto equivalente a 8% y 6%, respectivamente, del valor contable de las acciones. A partir del 1 de enero 1996 los montos atribuidos a los accionistas como interés (ver abajo) se pueden deducir del cálculo del dividendo obligatorio. Los dividendos se pagan en reales brasileños. La Compañía pagó R$ 741.509r (en junio de 2010) en concepto de dividendos (cifras históricas) para el año terminado en diciembre 31, 2009 ( y R$ 1,715.254 millones R$703,486 para el 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente). No hay retención de impuestos se paga en las distribuciones de dividendos, desde 1 de enero de 1996. Corporaciones brasileñas están autorizadas para ganar intereses sobre capital propio, los cuales pueden ser pagados en efectivo o utilizarse para aumentar el capital social. El cálculo se basa en el patrimonio neto asciende como se indica en los registros contables y el tipo de interés no podrá exceder de la Taxa de juros de Longo Prazo (a largo plazo la tasa de interés o la "TJLP") según lo determinado por el Banco Central de Brasil ("BACEN"). Ese interés no podrá exceder el mayor de 50% de los ingresos netos o el 50% de las ganancias retenidas más las reservas de los ingresos, intereses sobre capital propio está sujeto a retención de impuestos a una tasa del 15%, excepto para los accionistas no alcanzados o exentos, según lo establecido por la Ley N º 9.249/95. El 31 de diciembre de 2009, la Compañía registró el dividendo mínimo obligatorio, de conformidad con la Ley N º 6.404/76, por la suma de R$ 40.500 (R$ 1.457.418 en 2008),. De acuerdo con la Compañía por la ley y de conformidad con la Ley N º 6.404/76, el dividendo mínimo obligatorio y la remuneración propuesta a los accionistas se calcula en base a los libros legales de la Compañía. Los dividendos y los intereses de su propio capital se pagarán en las fechas establecidas en las Juntas Generales. General de Accionistas Junta General celebrada el 30 de abril de 2010; 30 de abril 2009, y 30 de abril de 2008, aprobó la propuesta de remuneración a los accionistas para el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente, los accionistas remuneración se actualizan por la fechas comprendidas entre el 31 de diciembre para la fecha inicial de pago, de acuerdo con la variación de la tasa SELIC. El importe de la remuneración de los accionistas registrados como pasivos corrientes, también está compuesto cantidades no reclamadas en relación con años anteriores, así como las utilidades no distribuidas de la empresa y los dividendos a pagar por sus filiales a terceros, de la siguiente manera:

31 de diciembre de 2009

2008

Pasivo exigible Dividendos mínimos obligatorios ..................................................................... 40.500 Los dividendos no reclamados de los años anteriores .................................... 219.153 Dividendos de las filiales a pagar a terceros ................................................... 45.697 Los dividendos de años anteriores .................................................................. 2.565.859

1.457.418 198.968 60.230 -

2.871.209

1.716.616

Pasivos no corrientes La remuneración de los accionistas y dividendos ............................................ 7.697.579 -

9.336.858

10.568.788

11.053.474

Las ganancias no distribuido se registraron, en un principio, en 1979 y ha ido en aumento a lo largo de los años 80 y debido a la falta de disponibilidad de suficientes recursos financieros de los 90 para asegurar el pago de todos los dividendos a los accionistas de acciones comunes y al mismo tiempo para promover la inversión en el generación y transmisión de energía. En 2009, en base a la situación de tesorería de la Junta de la Compañía de Administración decidió pagar dividendos no distribuidos saldo de la Reserva Especial en cuatro cuotas anuales, a partir del año 2010. Esta decisión fue anunciada en enero de 2010.

F-80

El valor de R$ 10.263.438 para los dividendos distribuidos en los años 1979, 1980, 1981, 1982, 1983, 1984, 1989, 1996 y 1998, fue reclasificado como un pasivo corriente por valor de R$ 2.565.859, a pagar en 2010, y como pasivos no corrientes por valor de R$ 7.697.579, a pagar en mensualidades de 2011 y 2013. Los individuos y las empresas que formen parte de la junta ELETROBRAS accionistas el 29 de enero de 2010, tendrán derecho a recibir el pago mencionado. De acuerdo con los Estatutos ELETROBRAS, la deuda pendiente seguirá siendo pagados de acuerdo con la tasa SELIC hasta la fecha del efectivo pago de cada cuota, con la incidencia de retención de impuestos, de conformidad con la legislación vigente. El resto del importe de la remuneración de los accionistas, declaró en el pasivo corriente, incluye el valor de R$219,153 (31 de diciembre de 2008 - R$ 198,958) en relación con las remuneraciones que no sean reclamados para 2006, 2007 y 2008. La remuneración correspondiente a 2005 y años anteriores se convirtió en el tiempo prescrito, de acuerdo con los Estatutos Sociales. los ingresos f) básica y diluida por acción Las ganancias por acción se determina en función del número medio ponderado de acciones en circulación durante el período. Entidades cuyo capital estructuras incluyen los valores que pueden participar en los dividendos con acciones comunes de acuerdo a una fórmula predeterminada deben utilizar dos clases de método para calcular las ganancias por acción como se describe en el SFAS No. 128, Ganancias por acción. Las ganancias básicas y diluidas por acción se han calculado de la siguiente manera:

2008 (Actualizado) ¹

2009 Los ingresos netos para el año Menos dividendos prioritarios de acciones preferentess ............................... Preferencia A ................................................................................................. B preferido .....................................................................................................

25.

(1,633,485)

7989092

723162

(315.142) (272) (314.870)

(315.142) (272) (314.870)

(340.070) (297) (339.773)

Utilidad neta remanente a asignarse igualmente a acciones ordinarias y preferentess .......................................................................... (1.948.627)

7.673.950

383.092

Denominador ................................................................................................. El promedio ponderado de acciones en circulación ...................................... Común ...........................................................................................................905.023.527 Preferencia A ................................................................................................. 146.920 B preferido .....................................................................................................227.186.643

905023527 146920 227186643

90.5023.527 146.920 224.328.055

1.132.357.090

1.132.357.090

1.129.498.502

8.48 1.85 1.39

0.48 1.72 1.29

Las ganancias por mil acciones (básica y diluida) ......................................... Común ........................................................................................................... Preferencia A ................................................................................................. B preferido ..................................................................................................... ¹

2007 (Actualizado) ¹

(2.15) (1.85) (1.39)

Para una mayor discusión de la actualización de ciertos montos reflejan en el capital de nuestros accionistas, véase la nota 3 (y). Costos y gastos operativos Costos y gastos operativos consisten en lo siguiente: a)

Electricidad comprada para su reventa Esta cuenta se refiere a los costos de la empresa para la adquisición de energía eléctrica de otras empresas de energía (hidráulica, térmica, etc,,) para proporcionar servicios a sus clientes. Para el año terminado al 31 de diciembre de 2009, el costo de la energía comprada fue de R$ 2.688.397 (R$ 5.685.215 y R$ 3.276.345 para los años terminados al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente). La filial de FURNAS tiene contratos de compra de energía generada por terceros, incluyendo partes relacionadas, cuya adquisición los precios han aumentado a tasas superiores a las obtenidas por la Empresa en subastas de energía. Esta situación ha llevado a una reducción en el margen operativo de la compañía, cuya gestión está tratando de obtener de la empresa matriz y las agencias reguladoras de la eliminación de los impactos causados por el desequilibrio.

b) Nómina y cargos relacionados con el / los servicios de terceros / material y suministros

F-81

31 de diciembre, 2009

2008

2007

1729.519 Servicios de terceros.............................................................................. 287.655 Materiales y suministros ......................................................................... 5.097.868 Nómina de sueldos ................................................................................

1.580.527 271.624 4.195.644

1.397.405 233.513 3.778.617

7.115.042

6.047.795

5.409.535

F-82

c) las disposiciones de funcionamiento

31 de diciembre, 2009

(1)

2008

2007

Contingencias ............................................................................................... 277.192 Cuentas de cobro dudoso............................................................................. 555.274 Títulos y Valores Mobiliarios ......................................................................... Provisión para costo de medio ambiente ...................................................... 108.020 Beneficios post-empleo los empleados (1) ................................................... 1.271.779 Otros ............................................................................................................. 188.988

345.273 316.042 35.599 78.946

208.753 435570 (9.188) 161.138

2.401.254

773.860

796.273

incluye el plan de pensiones de Itaipú en 2009, que se compensa en la "pérdida diferida de Itaipú" d) El combustible para la producción de energía eléctrica Este se refiere al coste de adquisición de los combustibles utilizados en la generación de energía termoeléctrica, de la siguiente manera: 

Aceite: se utiliza en la generación de energía termoeléctrica, principalmente en las regiones de países fuera del Sistema Interconectado, como por ejemplo la región del Norte (sistema aislado),



Carbón: se utiliza en centrales termoeléctricas, como UTE Candiota de Companhia de Geração Térmica de Energía Eléctrica (CGTEE),



Uranio: el combustible nuclear utilizado en la generación de energía en el Angra I y Angra II plantas de energía.

Para el año terminado al 31 de diciembre de 2009, el costo del combustible fue de R$ 742.372 (R$1.158.856 y R$ 820.780 por los años terminados al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente). Orden Ejecutiva N º provisional. 466, promulgada el 30 de julio de 2009 y firmado en la Ley n, 12111, del 9 de diciembre de 2009, modificado todo el mecanismo de subvención de los sistemas aislados. La subvención CCC, que en el pasado los costos de subsidio de combustible solamente, se iniciará el reembolso del importe de la diferencia entre el costo total de la energía eléctrica y la valoración de la cantidad correspondiente de energía eléctrica con respecto al costo promedio de la energía y la energía vendida en la ACR regulado Famework Contrato del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El costo total de la generación de energía eléctrica en los sistemas autónomos deben incluir los siguientes costos: I - Contrato de energía y potencia asociada; II - Generación de suministro de la distribución de energía eléctrica de servicio público; III - La adquisición de combustibles; IV - Cargos e impuestos, y V - Las inversiones realizadas. El costo total de la generación también incluye otros costos asociados con la provisión del servicio eléctrico de potencia en las regiones remotas de los sistemas autónomos, que se caracteriza por la gran dispersión de los consumidores y la ausencia de economías de escala, de acuerdo con la regulación.

F-83

26.

Los ingresos financieros (gastos), neto Los ingresos financieros (gastos) consiste en lo siguiente:

31 de diciembre 2008 2007 (Actualizado) (Actualizado) ¹ ¹

2009 Los ingresos financieros .......................................................................................... 1.963.731 Los gastos financieros ............................................................................................. (2.311.580) Accionistas una remuneración monetaria reexpresión ............................................ (1.467,632) Moneda extranjera y la ganancia monetaria (pérdida) ............................................. (3.603.064) Derivados de la ganancia (pérdida) ......................................................................... (424.282) Arrendamiento ......................................................................................................... (213.470) (6.056.297)

2.912.134 (18.046) (1.599,504) 3.952.350 (58.792) (391.550)

3.237.214 (2.,104.848) (1.370.808) (2.630.983) (712.166) 237.357

4.796.592

(3.344.234)

¹ Para una discusión de nuestro 2007 y 2008, estados financieros, véase la nota 3 (y) 27.

Instrumentos financieros y derivados a)

Los derivados implícitos La Compañía celebró contratos de largo plazo para proporcionar energía eléctrica para tres de sus principales clientes en Brasil. Estos contratos a largo plazo se fijó para el precio internacional del aluminio (LME-London Metal Exchange) como el activo subyacente a efectos del cálculo de los valores mensuales de los contratos, en los términos del contrato, el ajuste de precios de la energía eléctrica en relación con la LME es un derivado implícito como se define en ASC 815. Dirección de la Sociedad clasificar estos derivados implícitos en el nivel dos de acuerdo con el marco de valoración ASC 820. Albras ha hecho un pago anticipado por un montante total de R$ 1.200.000. El programa de pago anticipado fue el siguiente:

R$ Año

Desembolsos contratados

Los desembolsos reales

2004 ........................................................ 2005 ........................................................ 2006 ........................................................ 2007 ........................................................

300.000 500.000 250.000 150.000

300.000 500.000 250.000 150000

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

1.200.000

1.200.000

R$ Año

Ingresos

Pagos

Equilibrio

2004 ............................................ 2005 ............................................ 2006 ............................................ 2007 ............................................ 2008 ............................................ 2009 ............................................

300.000 500.000 250.000 150.000 -

(15.968) (29.201) (29.979) (32.900) (35.686) (37.944)

284.032 470.799 220.021 117.100 (35.686) (37.944)

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

1.200.000

(181.678)

1.018.322

Pasivos corrientes (otros) ................................................................. El pasivo no corriente (otros) ......

39292 979.030

F-84

De acuerdo con ASC 815 - "Derivados y Coberturas" notas, la Compañía reconoció todos los instrumentos derivados, incluyendo derivados implícitos, como activos / pasivos a valor razonable. La ganancia por este concepto (pérdidas) en instrumentos derivados se registra como pasivo a largo plazo, sobre una base mercado a mercado. Los detalles de los contratos son los siguientes: Fechas de contrato Cliente

Albras Alcoa . BHP...

Inicial

Madurez

07/01/2004 07/01/2004 07/01/2004

12/31/2024 12/31/2024 12/31/2024

Promedio de los volúmenes de megavatios 750 MW - hasta 12/31/2006 800 MW - del 01/01/2007 A partir de 304,92 MW a 328 MW A partir de 353,08 MW a 492 MW

Estos contratos incluyen un "tope y la banda de piso" en relación con el precio del aluminio cotizaba a London Metal Exchange (LME). La LME "tope y piso de la banda" de precios se limita a EE.UU. $2,773.21 / t y EE.UU. $1.450 t /, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía registró un activo derivado basado en el cálculo del valor razonable en el valor de R$ 455.560. La ganancia derivada es diferido en el balance. Vea a continuación la cantidad registrada en el contrato:

Cliente

2009

2008

2007

Albras........................................................................................................... Alcoa ............................................................................................................ BHP .............................................................................................................

237.860 124.780 92.920

39.250 30.630 22.810

308.540 162.480 121.000

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

455.560

92.690

592.020

La Compañía no tenía instrumentos derivados otros en los años presentados. b)

Derivados 1.

Política En 2009, la política de la Compañía de cambio de cobertura, aprobada en 2007, fue revisado y había ampliado su ámbito de aplicación, la comprensión, además de los diferenciales de divisas, los riesgos financieros que puedan ser identificados. En este contexto, la política de cobertura financiera de Eletrobrás fue aprobado. El objetivo de la política actual consiste en perseguir la reducción de la exposición a las variables del mercado que pueden tener un impacto en los activos y pasivos de la Sociedad y sus filiales, lo que reduce los efectos indeseables fluctuaciones de estas variables en los estados financieros. Dicho esto, la mencionada política aspira a que los resultados de la Compañía reflejan fielmente su desempeño operativo real y que su flujo de caja proyectado presentar una menor volatilidad.

Junto con la política de cobertura, la creación de un Comité de cobertura financiera, con el propósito de la gestión financiera, fue aprobado, que tiene su función principal como la determinación de estrategias de cobertura y los instrumentos que se presentará al Consejo de Eletrobrás de Oficiales Ejecutivos. Teniendo en cuenta las diferentes formas de cobertura de la cobertura de los vacíos a disposición de la empresa, la política se alista una escala de prioridades, centrándose en las soluciones estructurales. Los derivados financieros sólo se utilizará para la complementariedad y dirigido exclusivamente a la protección de los activos y pasivos indexados de la empresa y sus filiales que presentan la propagación, y no puede ser caracterizada como apalancamiento financiero o la operación de la concesión de crédito a terceros.

F-85

2.

Objetivos y estrategias En 2008, en el ámbito de la política de intercambio de Cobertura anterior, las operaciones con derivados se llevaron a cabo a fin de mitigar una pequeña parte de los diferenciales activos en moneda extranjera. La Compañía utiliza no entrega de subyacente - NDF por valor de R$ 280.000 , coincidiendo con el vencimiento de los derivados con las fechas de recepción de la deuda de control conjunto filial ITAIPU BINACIONAL. En el ámbito de la política actual, por otra parte, la Compañía ha sido el desarrollo de estudios y discusión, a través del comité de cobertura financiera, la ejecución de los swaps de tasa de interés, para neutralizar la volatilidad de los acuerdos de recaudación de fondos celebrado en el Libor. La expectativa es que estas operaciones se llevarán a cabo a lo largo de 2011. Además de la operación de intercambio de Libor, las estrategias de cambio de cobertura se analizaron en 2009 y se están aplicando, centrándose en las soluciones estructurales, en consonancia con la política de cobertura financiera. Así, en 2009, $1.000.000 de dólares EE.UU. fueron recaudados a través de la emisión de los límites en el mercado internacional y las nuevas oportunidades de captación de fondos externos están siendo analizados como un importante instrumento para mitigar la exposición a activos en monedas extranjeras, en el ámbito de esta estrategia, no sólo la importe total de propagación está siendo tenido en cuenta en la estructuración de la recaudación de fondos nuevos, sino también su acuerdo con el paso del tiempo, con el objetivo de cubrir tanto el principal como los importes de flujo de efectivo.

3.

Riesgos Operaciones con derivados, cuando se llevó a cabo en el mercado en el mostrador, presente los riesgos de contraparte correspondiente. Con la intención de mitigar este riesgo, ELETROBRAS establecido una norma en relación con el registro de las instituciones financieras con fines de ejecución de las operaciones con derivados. Esta norma define los criterios en cuanto a tamaño, calificación y experiencia en el mercado de derivados, por lo que las instituciones que pueden llevar a cabo operaciones con Eletrobrás se puede seleccionar. Por otra parte, la compañía ha desarrollado una metodología de control de la exposición de las empresas registradas, que define los límites al volumen de operaciones que se llevarán a cabo con cada uno de ellos. La Compañía se esfuerza para todas las operaciones con derivados que realiza para estar en forma en el concepto de contabilidad de cobertura, ratificando así la intención única y exclusiva de realizar coberturas con tales posiciones. Esta medida pone el riesgo de los diferenciales de asentamiento en las posiciones de cobertura frente a sus respectivos objetos, ya que los flujos financieros de los dos siempre coinciden. En 2009, los límites de garantía de los criterios comenzaron a ser discutidos, y se llevará a cabo a partir de 2010, que será una condición previa para la ejecución de cualquier operación de este tipo, a fin de reducir la exposición al riesgo de contraparte en operaciones con derivados.

4.

Desglose de la cartera de derivados El 31 de diciembre de 2009, no había cartera de instrumentos financieros derivados. Del mismo modo, no hubo operaciones con derivados en el período que finaliza en esta fecha.

c) Gestión de fondos Las inversiones de Eletrobrás y sus filiales son en gran parte representada por préstamos a largo plazo y financiación, así como las inversiones en las empresas concesionarias de servicios públicos de energía eléctrica. Los préstamos y financiamientos otorgados están relacionados con la función de ELETROBRAS como agente financiero del sector eléctrico brasileño y son remunerados con arreglo a la tasa promedio de 6,91% anual (9,73 p.a.% en 2008). Bajo la de los estatutos sociales, ELETROBRAS sólo podrá otorgar financiación a los concesionarios de los servicios públicos de energía eléctrica a precio de mercado. El tipo de mercado (o el costo de la Compañía de oportunidad del capital) se define por el mismo, teniendo en cuenta la prima de riesgo compatible con las actividades del sector. Si no es posible buscar otras alternativas que el sector de la electricidad en sí mismo, el valor actual de estos préstamos corresponde a su valor contable. Las principales cuentas incluidas en el pasivo no corriente son los préstamos y el financiamiento, el préstamo obligatorio y la Reserva Global de Reversión ("RGR"). Los préstamos y financiaciones comprenden la financiación de los organismos internacionales - BID, BIRD, CAF, etc Por ello no es posible descartar estos préstamos a tasas que no sean los estipulados en el contrato de préstamo de Brasil. Otros préstamos se obtienen en las tasas internacionales, y su valor en libros se aproxima a su valor razonable.

F-86

El préstamo obligatorio fue extinguido por la Ley N º 7.181, del 20 de diciembre de 1993, que estableció 31 de diciembre 1993 como fecha límite para la recolección, ELETROBRAS gestiona en la actualidad los fondos del préstamo obligatorio, que se indexan de acuerdo con la variación del IPCA-E y remunerados a una tasa del 6% anual, con fechas de amortización fija. Teniendo en cuenta las restricciones a la inversión, el valor razonable de estos préstamos no pueden ser razonables estimados. d) el riesgo de moneda extranjera La Compañía tiene una extensión relevante entre los activos y pasivos indexados a monedas extranjeras, especialmente el dólar de losEE.UU., derivado principalmente de los acuerdos de financiación con la filial de Itaipú Binacional, que provoca la exposición a los riesgos financieros que hacen que sus estados financieros y flujos de efectivo a ser volátiles, además , no hay exposición a la tasa de interés Libor, relacionadas con los acuerdos de recaudación de fondos externos. Además de los riesgos ya mencionados, hay otros de poca importancia que se derivan de convenios otorgados y obtenidos. Préstamos y financiamientos otorgados: los préstamos y financiamientos otorgados se refieren a la financiación del sector eléctrico brasileño, que devengan intereses promedio del 6,91% anual (31 de diciembre de 2008 - 9,73 p.a.%). El financiamiento es restringido al público los concesionarios de servicios públicos de electricidad, por lo tanto, la tasa de mercado (o el costo de la Compañía de oportunidad del capital) se define por el mismo, teniendo en cuenta la prima de riesgo compatible con las actividades del sector. Si no es posible buscar otras alternativas que el sector de la electricidad en sí mismo, el valor actual de estos préstamos corresponde a su valor contable. Al cierre del año fiscal, la Compañía tenía 809 préstamos y convenios de financiación, por valor de R$ 28.717.335 (31 de diciembre de 2008 - R$ 42.234.271 ), de la siguiente manera:

Moneda

De dólares EE.UU.

%

R$

EE.UU. dólares ....................................................................................... IGP-M ..................................................................................................... Real ........................................................................................................ Yen ......................................................................................................... EURO .....................................................................................................

8,224.463 3,087.772 4,862.394 233,048 85,163

49.87 18.72 29.48 1.41 0.52

14.320.436 5.376.429 8.466.400 405.783 148.285

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

16,492.840

100,00

28.717.333

Préstamos y financiamientos obtenidos: De los pasivos, vale la pena destacar los préstamos y la financiación obtenida con las instituciones financieras, especialmente desde el extranjero, y los fondos del sector, específicamente de la Reserva Global de Reversión - RGR, el valor de mercado de préstamos y financiamientos obtenidos son equivalentes a su valor contable. La financiación que se compone de préstamos contratados con organismos multilaterales internacionales - BID, BIRF, CAF, y no es factible para descontarlos a una tasa diferente de la establecida para la deuda brasileña. Otros préstamos se elevan a tasas internacionales, donde el valor en libros se aproxima al valor actual. Eletrobras cerró 2009 con 12 acuerdos de responsabilidad, incluidos préstamos, financiación y bonos, por valor de R$5.101.994 (31 de diciembre de 2008 - R$ 4.158.111), de la siguiente manera:

Moneda

De dólares EE.UU. (equivalente)

%

R$

EE.UU. dólares ............................................................................. EURO ............................................................................................ Yen ................................................................................................

2,641.947 85,713 202,500

90,16% 2,93% 6,91%

4.600.158 149.243 352.593

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

2,930.160

100,00

5.101.994

F-87

2009

Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

Total

Activos: Efectivo y equivalentes de efectivo ................................................................................. Cuentas por cobrar, neto ................................................................................................ Valor razonable de los derivados ................................................................................... 455.560 Los préstamos por cobrar y financiamientos .................................................................. Coste de adquisición ...................................................................................................... -

8.183.224 6.495.014 5.274.941 2.848.394

Total ............................................................................................................................... 455.560

22.801.573

Pasivos: Proveedores ................................................................................................................... Préstamos y financiación ................................................................................................ Derivados ....................................................................................................................... 308.120

2.918.898 26.881.575 -

-

2.918.898 26.881.575 308.120

Total ............................................................................................................................... 308.120

26.881.575

-

27.189.695

-

8.183.224 6.495.014 455.560 5.274.941 2.848.394 23.257.133

En cuanto a las inversiones en planes de pensiones, véase el plan de asignación de activos en la nota 20 (e). Las inversiones en títulos de renta variable se clasifican como de nivel 1. Las inversiones en renta fija se clasifican como de nivel 2. 28.

Segmento de la información Segmentos empresariales de la compañía se define actualmente como sigue: Generación Participa en empresas que involucran operaciones de energía y plantas de energía, con su complejo de generación con hidráulica, las centrales térmicas, la energía termonuclear y otros, destinados a producir energía eléctrica principalmente para el abastecimiento interno. La generación de electricidad en sus plantas de energía hidroeléctrica, térmica y nuclear, la empresa vende a empresas de distribución y directamente a los consumidores finales. Transmisión Construye y opera las líneas de transmisión, con miras a la transferencia de grandes volúmenes de electricidad de las instalaciones de generación al sistema de distribución, con lo que la interconexión de las regiones de países en varios a través de una red nacional. Distribución Explora la construcción y operación de redes de distribución eléctrica en los centros urbanos destinados a los consumidores finales. Hoy ELETROBRAS es propietaria de siete distribuidoras de energía (Boa Vista Energia, Amazonas Energia, Companhia Energética de Alagoas SA. - CEAL, Companhia Energética do Piauí SA. - CEPISA, Companhia de Eletricidade do Acre-Eletroacre y Centrales Eléctricas de RondoniaS A. - CERON). Corporativo Los elementos que no se puede atribuir a las otras áreas se asignan al grupo de entidades corporativas, especialmente aquellas relacionadas con la gestión financiera corporativa, gastos generales relacionados con la administración central y otros gastos, incluyendo gastos actuariales relacionados con el plan de pensiones y de salud para no inactivos. Las informaciones contables por área de negocio se elaboró con base en el supuesto de control, con el propósito de reconocimiento a las áreas de negocio sólo los elementos sobre los que estas zonas tienen el control efectivo están incluidos. Los principales criterios utilizados para registrar los resultados y activos por segmentos de negocio se resumen como sigue:  Los ingresos operativos netos: se considera que los ingresos por ventas a terceros, además de los ingresos entre los segmentos de negocio, basado en los precios internos de transferencia.  Costos y gastos: incluye los costos de productos y servicios vendidos, calculados por segmento de negocio, basado en el precio interno de transferencia y los costos operativos de cada segmento, así como los gastos de operación, sobre la base de los gastos efectivamente incurridos en cada segmento.

F-88

En las siguientes tablas se presentan los activos de la empresa y los resultados por segmentos:

31 de diciembre 2009 Generación Transmisión

Corporativo

Distribución

Los ingresos operativos netos ......................... Las ventas de electricidad .......................... Otros ingresos de explotación..................... Los impuestos sobre los ingresos ............... Tasas reguladoras de los ingresos .............

1.129.362 -

2.793.212 10.355 (855.644) (196.188)

20.298.589 165.889 (1.696.378) (734.726)

4.209.399 271.493 (361.945)

27.301.200 1.141.409 (2.552.021) (1.292.859)

Los ingresos totales netos de explotación .......

.129.362

1.549.1630

18.033.374

4.119.398

25.408.301

-

(1.148.292)

(1.540,104)

-

(2.688.397)

(10.672) (578.127)

(327.045) (61.887) (89.880)

(1.363.196) (2.067.938)

(557.839) (237.872) (62.555)

(291.898) (266.293) (77.800)

(742.372) (943.418) (2.041,199) (4.379.097) (395.026) (1.,274.399) (1.806.482) (574.526)

(173,183)

(742.372) (1.270.463) (3.476,954) (7.115.042) (395.026) (2.401.250) (237.872) (1.806.482) (266.293) (888.064)

Los costos totales y gastos de operación ........ (1.447.066)

(2.263.095)

(13.696.623)

(3.881.432)

(21.288.215)

Costos y gastos operativos .............................. Electricidad comprada para su reventa ........... Combustible para la producción de energía eléctrica..................................... Uso de la red básica de transmisión ................ Depreciación y amortización ............................ Sueldos y cargas sociales ............................... Pérdidas diferidas de Itaipu ............................. Las provisiones de tráfico ................................ Donaciones e contribuciones ........................... Remuneración y el reembolso ......................... Discapacidad ................................................... Otros ................................................................

(277.114) -

Total

Los ingresos financieros (gastos), neto ...........

1.667.153

(157.834)

(7.538.396)

(27.221)

(6.056.298)

Utilidad (pérdida) antes de impuestos .............

1.349.451

(871.298)

(3.201.643)

210.746

(2.512.748)

Impuestos sobre la renta ................................. Corriente ..................................................... Diferido .......................................................

432.573 (43.582)

(813.147) (81.926)

783.349 (78.924)

680.562 (68.568)

1.083.337 (109.148)

388.989

(731.222)

704.425

611.993

974.188

Utilidad (pérdida) del ejercicio .........................

1.738.440

(1.602.250)

(2.497.219)

822.739

(1.538.560)

Utilidad (pérdida) atribuible a la participación no controladora en las subsidiarias .................................................

(94.927)

-

-

-

(94.927)

Utilidad (pérdida) atribuible a los accionistas de la Compañía ........................

1.643.513

(1,602.250)

(2.497.219)

822.739

(1.633.486)

F-89

Corporativo Los ingresos operativos netos............................................ Las ventas de electricidad ............................................. Otros ingresos de explotación ....................................... 682.226 Los impuestos sobre los ingresos ................................. Tasas reguladoras de los ingresos ................................ Los ingresos totales netos de explotación ......................... 682.226

31 de diciembre 2008 (actualizado) Distribución Generación Transmisión

Total

2.524.586 7.185 (821.242) (180.833) 1.529.695

24.989.775 115.095 (1.628.174) (677.223) 22.799.473

410.1334 188.675 0 (333.617)) 3.956.392

31.615.696 993.180 (2.449.417) (1.191.673) 28.967.786

-

(5.685.216)

Costos y gastos operativos ................................................ Electricidad comprada para su reventa .............................. Combustible para la producción de energía eléctrica .................................................................... Uso de la red básica de transmisión .................................. Depreciación y amortización .............................................. (11.691) Sueldos y cargas sociales .................................................. (491.409) Pérdida diferida de ITAIPU BINACIONAL .......................... Las provisiones de tráfico .................................................. (179,777) Donaciones e contribuciones ............................................. (217.913) Remuneración y el reembolso............................................ Discapacidad...................................................................... Otros .................................................................................. (48.365) Los costos totales y gastos de operación .......................... (949.155)

(1.157.155)

(4.528.060)

(283.478) (67.797) (76.398) (94.071) (60.152) (1,739,051)

(1.158.856) (817.742) (2.236.125) (3.722,238) (405,793) (410.705) (1,722,240) (737,552) (444.204) (16.183.516

Los ingresos financieros (gastos), neto .............................. (1.320.386)

125005

5.970.415

21.559

4.796.592

Utilidad antes de impuestos ............................................... (1.587.315)

(84.352)

12.586.372

470.940

11385644

Impuestos sobre la renta .................................................... Corriente........................................................................ (1.104.657) Diferido .......................................................................... (246.451)

2.076.524 463.277

(2.000.431) (446.301)

(1.737.943)) (387.739))

(2.766.506) (617.214) (3.383.720)

El interés minoritario en subsidiarias .................................. Los ingresos netos para el año .......................................... (2.951.257)

2.455.449

10.139.639

(1.654.742))

(12.833) 7.989.092

F-90

- (1.158.856) - (1.101.220) (1,493.376)) (3.808.989) (1.757.750)) (6.047.795) (405.793) (89.307)) (773.860) (217.913) - (1.722.240) (32.679)) (770.230) (133.900)) (686.621) (3.507.011)) (22.378.734)

31 de diciembre 2007 (actualizado) 1 Distribución Generación Transmisión

Corporativo Los ingresos operativos netos ............................ Las ventas de electricidad .................................. Otros ingresos de explotación ............................556.745 Los impuestos sobre los ingresos ...................... Tasas reguladoras de los ingresos ..................... -

3.746.428 4.716 (673.851) (191.208)

19.179.985 75.542 (1,335.961) (716.077)

3.852.129 123.837 (352.757)

26.778.542 760.840 (2.009.813) (1.260.043)

Los ingresos totales netos de explotación ....................................................556.745

2.886.083

17.203.489

3.623.209

24.269.527

(1.042.065)

(2.234.280)

-

(3.276.345)

(244.962) (54.953) (68.335)

(820.780) (706.637) (1.800.627) (3.329.408)

(1.202.532) (1.572.244)

(820.780) (951.599) (3.067.167) (5.409.535)

(96.796) (157.078)

(432.318) (422.600) (1,677,903) (899.509) (1.159.551)

(91.893) (348.188)

(432.318) (796.273) (198.990) (1.677.903) (899.509) (1.791.089)

Los costos totales y gastos de (959.207) operación .......................................................

(1.663.829)

(13.483.613)

(3.214.858)

(19.321.507)

Los ingresos financieros (gastos), neto ..............676.539 Utilidad antes de impuestos ...............................274.076

(64.209) 1.158.045

(3,945,527) (225,651)

(11,036) 397315

(3,344,234) 1603785

Impuestos sobre la renta .................................... Corriente ........................................................ (1.522.347) Diferido .......................................................... 1.675.709

2.861.695 (3.149.987)

(982.055) (20.712)

(2.395.089) 2.636.376

(2.037.796) 1.141.376

153.363

(288.292)

(1.002,767)

241.286

(896.410)

El interés minoritario en subsidiarias .................. 15.786

-

-

-

15.786

Los ingresos netos para el año ..........................443.225

869.753

(1.228.418)

638.062

723.162

Costos y gastos operativos ................................ Electricidad comprada para su reventa .............. Combustible para la producción de energía eléctrica ............................................ Uso de la red básica de transmisión .................. Depreciación y amortización .............................. (9.414) Sueldos y cargas sociales .................................. (439.547) Pérdida diferida de ITAIPU BINACIONAL ................................................. Las provisiones de tráfico ................................... (184.984) Donaciones e contribuciones ............................. (198.990) Remuneración y el reembolso ............................ Discapacidad ...................................................... Otros................................................................... (126.272)

1 29.

Total

La actualización para el año 2008 se describe más detalladamente en la Nota 3 (y). Compromisos La compañía tiene en circulación obligaciones contractuales y compromisos que incluyen la construcción de las plantas y los suministros de energía (contratos de electricidad de subastas). a)

De energía existentes ELETRONORTE no vender toda la energía en las subastas en el 2006 para el suministro de energía a largo plazo, sin embargo, vale la pena destacar las subastas de electricidad existentes en abril de 2005 y diciembre de 2006. En la primera subasta, la compañía vendió 90 MW para la entrega a partir de 2008, por un período de ocho años, para R$ 83,47 / MWh, la obtención de unos ingresos totales de R$ 526.823, es decir, R$ 65.853 por año. En la segunda subasta, la compañía vendió 50 MW para la entrega, a partir de 2007, también por un período de ocho años, para R$ 105,00 / MWh, la obtención de unos ingresos totales de R$ 367.720, es decir, R$ 45.965 al año . Esto permitió a la empresa para llevar a cabo su estrategia de venta, el objetivo de tener toda la energía asegurada contratada, mientras que el mantenimiento de la remuneración UHE Tucuruí. Este año, la Compañía aumentó su ventas a corto plazo de la energía, la obtención de resultados de ventas de aproximadamente 188.846 MW y R $ 254.815 en ingresos.

F-91

Durante el año 2006, FURNAS participó con éxito en una serie de ofertas para la venta de energía a los consumidores finales y comerciantes, con el Ambiente de Contratación Libre (ACL), convirtiéndose en uno de los principales agentes en este segmento. b)

Nuevas fuentes de energía Por medio de una subasta de energía organizado por la ANEEL sobre nuevas empresas, de acuerdo con las reglas establecidas por la Ley 10.848 del 15 de marzo de 2004, reglamentada por el Decreto 5.163 del 30 de julio de 2004, ELETROSUL obtenido la autorización para construir y operar la central hidroeléctrica las plantas se mencionan a continuación, y también se vende la energía a ser generada por dichas plantas en el Ambiente Regulado contratados ACR:

30.

i)

UHE Passo São João, con 77 MW de potencia, comercializan un promedio de 37 MW de R$ 113,22 / MWh, para ser suministrado en el período comprendido entre enero 2010-diciembre 2040, en una subasta celebrada en 2005.

ii)

UHE Mauá, con una capacidad de 362 MW, negocian un promedio de 197,7 MW de R $ 112,96 / MWh, suministrado en el período comprendido entre enero 2011-diciembre 2041, en una subasta celebrada en 2006. Esta planta fue adquirida en sociedad con COPEL, que posee el 51% de esta empresa, organizada como un consorcio.

Transacciones con partes vinculadas

Las operaciones de Eletrobras, con sus filiales y entidades para fines especiales se llevan a cabo a precios y en condiciones compatibles con los practicados en el mercado. Entre las principales operaciones que se llevó a cabo con partes relacionadas, se destacaron los préstamos y financiamientos otorgados que se establecieron las condiciones del mercado y / o de acuerdo a leyes específicas. Otras operaciones también se hicieron en condiciones normales de mercado. Como se muestra en la Nota 3, la Compañía no tiene cuota de remuneración basada en. Además, no existen operaciones con individuos considerados como partes relacionadas, excepto para los accionistas.

ACTIVOS

PASIVOS

RESULTADO

Al noreste del Sistema de Transmisión .................................................................. Participación permanente ......................................................................................

111.389

-

-

Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ..................................................... Proveedores ...........................................................................................................

9.672

-

-

-

1.142 -

1.663 18.213 (10.225) 9.651

Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Participación en los resultados .............................................................................. Red de cargo por uso.............................................................................................

121.061

1.142

Cepel...................................................................................................................... Gastos operacionales ............................................................................................

-

-

(9.438)

Intesa ..................................................................................................................... Participación permanente ...................................................................................... La equidad de Resultados ..................................................................................... Proveedores ........................................................................................................... Participación en los resultados ..............................................................................

86.245 10.085 -

1.396 -

(9.438) 5.279

96.330

1.396

(5.279)

123.421 -

-

(549)

123.421

-

(549)

202.388 -

-

(2.034)

Águas da Pedra ..................................................................................................... Participación permanente ...................................................................................... Participación en los resultados .............................................................................. Energía Sostenible ................................................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Participación en los resultados ..............................................................................

F-92

ACTIVOS Manaus Transmisión .............................................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Manaus Construcción ............................................................................................ Participación permanente ...................................................................................... Madeira Interconexión Eléctrica ............................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Fachesf .................................................................................................................. Proveedores ........................................................................................................... Contribución Regular ............................................................................................. Contratos actuariales ............................................................................................. Gastos operacionales ............................................................................................

Enerpeixe ............................................................................................................... Cuentas por cobrar ................................................................................................ Los consumidores y los distribuidores ................................................................... Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ..................................................... Participación permanente ...................................................................................... Los ingresos por el uso de la red eléctrica ............................................................. Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Los ingresos financieros ........................................................................................ Transleste .............................................................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Proveedores ........................................................................................................... Los ingresos financieros ........................................................................................ Electricidad cargos utilización de la red ................................................................. Transudeste ........................................................................................................... Cuentas por cobrar ................................................................................................ Participación permanente ...................................................................................... Proveedores ........................................................................................................... Los ingresos financieros ........................................................................................ Electricidad cargos utilización de la red .................................................................

Transirapé .............................................................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Los ingresos financieros ........................................................................................ Electricidad cargos utilización de la red ................................................................. Centroeste ............................................................................................................. Por adelantado para futuros aumentos de capital .................................................. Participación permanente ...................................................................................... Baguari................................................................................................................... Por adelantado para futuros aumentos de capital .................................................. Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Retiro Baixo ........................................................................................................... Por adelantado para futuros aumentos de capital ..................................................

F-93

PASIVOS

RESULTADO

202.388

-

(2.34)

172

-

-

172

-

-

1.938

-

-

1.938

-

-

50.567

-

-

50.567

-

-

-

3.306 10.617 196.913 -

(131.151) (43.269)

-

210.836

(174.420)

137 517 7.310 460.770 -

-

4.343 5.390 47.121

468.734

-

56.854

15.096 -

121 -

2.917 (1.129)

15.096

121

1.788

21 10.350 -

75 -

1.850 (700)

10.371

75

1.150

7.551 -

51 -

1.521 (482)

7.551

51

(1.039)

16.035 25

-

-

16.060

-

-

79.225 -

-

177

79.225

-

177

99.920

-

-

99.920

-

-

ACTIVOS Serra Facão ........................................................................................................... Cuentas por cobrar ................................................................................................ Por adelantado para futuros aumentos de capital .................................................. Participación permanente ...................................................................................... Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Chapecoense ......................................................................................................... Por adelantado para futuros aumentos de capital .................................................. Participación permanente ...................................................................................... Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Madeira Energia ..................................................................................................... Participación permanente ...................................................................................... Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Inambari ................................................................................................................. Participación permanente ...................................................................................... Transenergia .......................................................................................................... Por adelantado para futuros aumentos de capital .................................................. Verdadera Grandeza.............................................................................................. Los contratos de deudas actuariales...................................................................... Contribución regular del Mantenedor ..................................................................... Los gastos administrativos contribución.................................................................

F-94

PASIVOS

RESULTADO

4 61.899 75.586 -

-

2.729

137.489

-

2.729

43.331 216.214 -

-

3.346

259.545

-

3.346

39 -

-

7.328

39

-

7.328

7.003

-

-

7.003

-

-

3.920

-

-

3.920

-

-

-

753.334 -

9.935 2.528

753.334

12.463

ACTIVOS ETAU ..................................................................................................................... Cuentas por cobrar ................................................................................................ Participación permanente ...................................................................................... Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ..................................................... Otros ingresos ....................................................................................................... Ingresos por servicios prestados ........................................................................... Participación en los resultados ..............................................................................

Artemis.......................................................................................................................... Cuentas por cobrar ....................................................................................................... Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ............................................................ Participación permanente ............................................................................................. Otros ingresos .............................................................................................................. Ingresos por servicios prestados .................................................................................. Participación en los resultados ..................................................................................... Uirapuru ........................................................................................................................ Cuentas por cobrar ....................................................................................................... Participación permanente ............................................................................................. Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ............................................................ Los ingresos financieros ............................................................................................... Ingresos por servicios prestados .................................................................................. Participación en los resultados ..................................................................................... Otros ingresos .............................................................................................................. ESBR ............................................................................................................................ Participación permanente ............................................................................................. Los gastos de participación .......................................................................................... Fundación Elos ............................................................................................................. Contribución Regular .................................................................................................... Contratos actuariales .................................................................................................... Norte Brasil ................................................................................................................... Participación permanente ............................................................................................. Los gastos de participación .......................................................................................... La transmisión de la estación ....................................................................................... Participación permanente ............................................................................................. Los gastos de participación .......................................................................................... Porto Velho ................................................................................................................... Participación permanente ............................................................................................. Por adelantado para futuros aumentos de capital ........................................................ Los gastos de participación .......................................................................................... Brasnorte ...................................................................................................................... Participación permanente ............................................................................................. Proveedores ................................................................................................................. Amapari ........................................................................................................................ Participación permanente ............................................................................................. Participación en los resultados ..................................................................................... Los ingresos de capital .................................................................................................

F-95

PASIVOS

RESULTADO

7 12.485 4.409 -

-

17 85 4.682

16.901

-

4.784

433 5.846 72.226 -

-

50 5.162 9.117

78.505

-

14.329

4.270 22.522 2.205 -

-

327 2.010 3.822 12

28.997

-

6171

202.421 -

-

(3.321)

202.421

-

(3,321)

-

35.416

(9.646)

-

35.416

(9.646)

30.062 -

-

(318)

30.062

-

(318)

208.786 -

-

(240)

208.786

-

(240)

18.333 27.063 -

-

(47)

45.396

-

(47)

89.009 -

93

-

89.009

93

-

41.533 (1.974) -

-

(1.864)

39.559

-

(1.864)

AETE ............................................................................................................................ Intereses sobre el capital / dividendos a cobrar ............................................................ Participación permanente ............................................................................................. Participación en los resultados .....................................................................................

F-96

(14.171) 21.300 21.040

199 -

-

Los ingresos de capital ..........................................................................................

-

-

7149

28.169

199

7149

-

3.902 -

(27.045)

-

3.902

(27.045)

735

-

-

735

-

-

-

26.050 108.862 -

6.365 2.258

-

134.912

8.623

-

28.854 2043 186.962 -

(17.465) (3.023)

-

217859

(20,488)

-

4.484 155.636

(17.862)

-

160.120

(17.862)

Previnorte .............................................................................................................. Las contribuciones de la Seguridad Social ............................................................ Los actuariales ....................................................................................................... Transmissora Matogrossense ................................................................................ Participación permanente ...................................................................................... Núcleos .................................................................................................................. Contras acuerdos actuariales, la deuda................................................................. Provisión actuarial del plan de pensiones .............................................................. Contribución regular del Mantenedor ..................................................................... Post-empleo de prestación actuariales, seguros y salud ....................................... Itaipú ...................................................................................................................... Fibra....................................................................................................................... Proveedores .......................................................................................................... Cuentas por pagar ................................................................................................. Contribución regular............................................................................................... Los actuariales ....................................................................................................... Provisión actuarial.................................................................................................. Los gastos financieros ........................................................................................... Cajubi..................................................................................................................... Contribución Regular ............................................................................................. Los actuariales .......................................................................................................

La remuneración del personal clave

31 de diciembre de 2009

2008

Retribución de los Consejeros y el Ejecutivo............................. Remuneraciones y cargas sociales ........................................... Otros beneficios ........................................................................

16.435 4.167 2.424

16.863 4.479 3.296

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

23.026

24.638

31.

Reserva Global de Reversión (RGR) Eletrobrás es responsable de la gestión de la Reserva Global de Reversión ("RGR"), un fondo creado con el fin de cubrir los gastos efectuados por el Gobierno Federal con el pago de las indemnizaciones se refiere a la reversión de público de energía eléctrica concesiones, los recursos de RGR se invierten en el financiamiento del sector eléctrico brasileño, la mejora del servicio y el Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica - PROCEL, además de financiar los programas y RELUZ LUZ PARA TODOS y el Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica - Proinfa. La Reserva Global de Reversión es financiado por contribuciones de los titulares de las concesiones del servicio público de energía eléctrica, que proporcionan una cuota para la reversión y la expropiación de los servicios de energía eléctrica equivalente al 2,5% de la cantidad invertida por los titulares de concesiones y permisos, se limita a 3% de los ingresos brutos anuales. El valor de la cuota se calcula como parte del costo del servicio. Los concesionarios de depósito de sus cuotas anuales de la Reserva Global de Reversión en doce partes iguales, hasta el último día hábil de cada mes, en una cuenta bancaria creada para este propósito específico, ELETROBRAS administra la Reserva Global de Reversión en el cumplimiento de la Ley N º 5.655 / las enmiendas 71 y siguientes.

F-97

En consecuencia, los fondos RGR se utilizan en proyectos específicos de inversión, de la siguiente manera: a)

Proporcionar financiación a los concesionarios y el permiso, así como a las cooperativas de electrificación rural con el fin de ampliar los servicios de distribución de energía eléctrica (sobre todo en las zonas rurales y de bajos ingresos) y para el desarrollo de un programa de ahorro de energía.

b)

Invertir en instalaciones para la generación eléctrica con energías renovables (eólica, solar, biomasa), así como pequeñas centrales hidroeléctricas y plantas termoeléctricas, en asociación con pequeñas centrales hidroeléctricas.

c)

Proyectos específicos de inversión para los estudios con el inventario y la viabilidad de los recursos hídricos potenciales.

d)

Invertir en la aplicación de los generadores de energía de hasta 5.000 kW, destinados exclusivamente a los servicios públicos en las comunidades con un sistema aislado de energía eléctrica.

e)

Programa de Incentivo a Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica - PROINFA, creado por la Ley N º 10.438 del 26 de abril de 2002 y revisado por la Ley N ° 10.762 del 11 de noviembre de 2003, cuyo objetivo es diversificar la matriz energética brasileña y buscar soluciones regionales mediante el uso de fuentes de energía renovable basada en el uso económico de entrada disponibles y la tecnología aplicable. El objetivo es aumentar la proporción de la energía eléctrica producida a través de las fuentes mediante la implementación de 3.300 MW de capacidad.

f)

Para el Programa Nacional para una iluminación eficiente Pública (RELUZ), con las inversiones a realizar por ELETROBRAS estimada en alrededor de R$ 2 mil millones que tiene por objeto la prestación eficiente de 5 millones de puntos de alumbrado público e instalar un millón más en Brasil. El programa espera cubrir hasta el 96% del potencial de ahorro de energía de la red nacional de alumbrado público, que actualmente consta de 13 puntos de alumbrado público.

g)

Para el Programa Nacional para la Conservación de la Energía (Procel), un programa del gobierno federal implementó en diciembre de 1985 dirigidas al ahorro energético tanto en la producción y el consumo, ayudando a mejorar la calidad de los productos y servicios, reduciendo el impacto medioambiental y fomentar la creación de empleo.

El interés de la Reserva tiene un 5% de los fondos pathe retirado como 31 de diciembre de 2009 Total R$7,656,946 (31 de diciembre de 2008 - R$ 7.193.770). Eletrobrás es también responsable de la gestión de la utilización de recursos públicos - los recursos del sector UBP puesta en marcha con la colaboración de los Productores Independientes de Energía Eléctrica (PIE), también destinados a la ampliación y mejora del sistema eléctrico. Además, bajo la responsabilidad de gestión de ELETROBRAS es la Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (Cuenta de Desarrollo Energético), un fondo federal para promover el desarrollo de fuentes alternativas de energía en las zonas asistidas por el sistema interconectado, y la financiación de la universalización de la eléctrica pública servicio de energía. El Fondo tiene una validez de 25 años, a partir de 2004, y se compone de pagos por el uso de bienes públicos y multas cobradas por la ANEEL a los concesionarios, permisionarios y otras entidades autorizadas para explorar el servicio de energía eléctrica, cuyas operaciones financieras que no afectan estados financieros de la Compañía. 32.

Otra información

2009 Equilibrio en el inicio del periodo

Cargo al costo y Gastos

7.284.801

(789.787)

6.495.014

Equilibrio en el final del período

Previsión para deudores incobrables - Cuentas por cobrar .......... Previsión para deudores incobrables - Préstamos por Cobrar y Financiamiento......................................................................... Previsión para deudores incobrables - diferidos activos regulados ................................................................................................. Compromisos y contingencias ...................................................... Discapacidad ................................................................................ Clausura de las instalaciones de la Planta de Energía Nuclear ...

5.818.029

(543.088)

5.274.941

23.634.617 4.453.361 770.231 266.168

(5.718.630) (386.805) 226.295 57.159

17.915.987 4.066.556 996.526 323.327

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

42.227.207

(7.154.856)

35.072.351

F-98

2008

Previsión para deudores incobrables - Cuentas por cobrar .............. Previsión para deudores incobrables - Préstamos por Cobrar y Financiamiento............................................................................. Previsión para deudores incobrables - diferidos activos regulados .. Compromisos y contingencias .......................................................... Discapacidad .................................................................................... Clausura de las instalaciones de la Planta de Energía Nuclear ....... Total..................................................................................................

Equilibrio en el inicio del periodo 6.689.924

Cargo al costo y Gastos 594.877

Equilibrio en el final de la período 7.284.801

5.985.258 18.439.980 3.973.240 73.0233 191.327

(167.229) 5.194.637 480.121 39.998 74.841

5.818.029 2.363.617 4.453.361 770.231 266.168

36.009.962

6.217.245

42.227.207

Equilibrio en el inicio del periodo 1.341.336

Cargo al costo y Gastos 5.348.588

Saldo al Al final de la el período 6.689.924

51.629 351.988 3.527.626 715.296 204.620

5.933.629 18.087.992 445.614 14.937 (13.293)

5.985.258 18.439.980 3.973.240 730.233 191.327

6.192.495

29.817.467

36.009.962

2007

Previsión para deudores incobrables - Cuentas por cobrar ................ Previsión para deudores incobrables - Préstamos por Cobrar y Financiamiento............................................................................... Previsión para deudores incobrables - diferidos activos regulados .... Compromisos y contingencias ............................................................ Discapacidad ...................................................................................... Clausura de las instalaciones de la Planta de Energía Nuclear ......... Total.................................................................................................... 33.

Los acontecimientos posteriores a)

Belo Monte El proyecto de Belo Monte será construida por una entidad especializada en privado, en el que Eletrobras y sus filiales una participación minoritaria del 49,98%, tal como se anunció en el momento de la subasta. Esta empresa se ha incorporado, por lo tanto, sujeto al acuerdo de confidencialidad entre los accionistas. Eletrobras flujos de efectivo para este proyecto corresponde a su participación en el capital de dicha sociedad, y están sujetos a concesión de Aneel. Al igual que otros proyectos en construcción o en los Eletrobras tiene interés, su información será debidamente incluido en la información trimestral e informes anuales.

b)

CAF EE.UU. $ 500 millones En 2010, se informa a los accionistas y el mercado en general, que Eletrobras firmado, un contrato relativo a un préstamo sindicado, del tipo de un préstamo A / B, en la cantidad de EE.UU. $ 500 millones con la Corporación Andina de Fomento (CAF) . Una parte del préstamo, la cantidad de EE.UU. $ 125 millones serán financiados directamente por la CAF. La parte B del crédito, en la cantidad de EE.UU. $ 375 millones, será distribuido por los cinco bancos-Banco Bilbao Vizcaya Argentaria, SA, Sucursal Nueva York, Banco Santander SA, HSBC Bank EE.UU., la Asociación Nacional, el Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd. Nueva York Poder y Sumitomo Mitsui Banking Corporation, Nueva York Rama. La transacción tiene un plazo de vencimiento de 10 años para la Parte A, y 7 años para la Parte B. Esta EE.UU. $ 500 millones serán incorporados a Fondo de Financiación de las Subsidiarias ", que fue establecido en 2007 con el objetivo de proporcionar los fondos necesarios para el desarrollo de la generación de energía y proyectos de transmisión, así como las inversiones en fuentes de energía renovables incluidos en la Inversión programa de Eletrobras.

F-99

c)

Cymi celebración En cumplimiento de la Carta de la BM & FBOVESPA, ref. GAE / CREM 118/11, se transcriben a continuación, que solicita, en relación al anuncio de Mercado de fecha 31 de enero de 2011, que la empresa informe si "... la adquisición de las acciones poseídas por Cymi Holding SA que representan el 51% del capital social de Artemisa Transmissora de Energía SA y el 51% del capital social de Uirapuru Transmissora de Energía SA por su filial Eletrosul Centrais Elétricas SA dará lugar a la derecha de la retirada de accionistas Eletrobras , según lo estipulado en el artículo 256 de la Ley 6.404 / 76, modificada por la Ley 10303/01", Se informa a los accionistas y al mercado en general que: Eletrosul es una corporación privada, cuya actividad principal es la generación y transmisión de energía eléctrica. Puede asociarse en Brasil, o en el extranjero, con o sin control, para la constitución de consorcios y participaciones en sociedades que, directa o indirectamente en la producción o transmisión de energía eléctrica, gracias a una subvención de concesión o una autorización. Por lo tanto, teniendo en cuenta el artículo 256 de la Ley 6404/76, y considerando la compra se ha efectuado por una empresa de capital cerrado, en el ejercicio de sus principios legales, Eletrobras entiende que esa inversión no requiere de una Junta General de Accionistas y, en consecuencia, el derecho de desistimiento no existe.

d)

Teles Pires Central Hidroeléctrica: El 19 de enero 2011 con fines especiales Companhia Hidroelétrica Teles Pires fue creado para la construcción, la generación y el mantenimiento del Teles Pires Central Hidroeléctrica, Eletrosul posee una participación accionaria de 24,5%, mientras que Furnas Centrales Eléctricas SA es titular de 24,50%, Neoenergia SA posee el 50,1% y Odebrecht Participações SA es titular de 0,90%.

e)

- Interconexión de Manaus con el pecado: La interconexión de la región con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) a través de la construcción de la TucuruíManaos 500 kV línea de transmisión es por el año 2012, el proyecto del gobierno federal un presupuesto de R$ 3.340.000 se beneficiarán directamente, o por ejemplo a través de caminos secundarios, los pueblos como Urucará, Itapiranga, Silves, São Sebastião do Uatumã, Parintins, Maués, Barreirinha, Boa Vista do Ramos, Nova Olinda do Norte, Itacoatiara, en cuanto a la subestación Cariri en la región de Manaus.

f)

Equidad de aumento de capital A partir del 29 de septiembre 2010 Eletrobras fue autorizada para aumentar su capital social mediante la suscripción de acciones, con la cantidad equivalente a las contribuciones de Capital Futuro (AFAC en portugués). El Consejo de Administración, a través de una resolución del 29 de junio de 2010 y a través de la 155a Asamblea General Extraordinaria de Eletrobras, de 11 de enero de 2011, aprobó la ampliación de capital de R$ 5,148,764, teniendo en cuenta la suscripción privada de acciones para los tenedores de acciones ordinarias y Clase "B" de acciones preferentes, lo que resulta en la emisión de 220.277.010 nuevas acciones, declaró lo siguiente: 182.026.770 acciones ordinarias (ON) y 38.250.240 Clase "B" de acciones preferentes. La suscripción de acciones Clase "A" de acciones preferentes, teniendo en cuenta que sólo puede ser suscrito hasta junio de 1969, de conformidad con el párrafo 1 del artículo 8, los artículos de incorporación de Eletrobras, este incremento ha sido validada por la 157a Asamblea General Extraordinaria de Eletrobras, que se celebró el 16 de marzo de 2011, aumentando el capital social de R$ 26.156.567 millones de R$ 31.305.331, que comprende 1,087,050,297 acciones comunes, 146.920 de Clase "A" y 265.436.883 acciones preferentess Clase "B" de acciones preferentess, todas sin valor nominal. Las acciones emitidas en relación con la suscripción mencionados serán remunerados con el mismo valor de los dividendos por acción, que será aprobado en la 51 º Asamblea General Anual.

g)

-Tarifas de la energía de Itaipú Senado Federal de Brasil aprobó el 11 de mayo de 2011, un proyecto de ley el decreto-ley que autoriza al gobierno brasileño para aumentar de cerca de EE.UU. $ 120 millones a EE.UU. $ 360 millones por año la cantidad que Brasil paga por la energía de Itaipú, en relación con la parte no utilizada por Paraguay, con impactos sobre la carga pasada a los consumidores y por lo tanto sin impacto en los resultados de la Compañía.

F-100

ANEXO 8.1 FILIALES DE ELETROBRAS

Nombre Furnas ................................................................................................................................................................................... Chesf..................................................................................................................................................................................... Eletrosul ............................................................................................................................................................................... Eletronorte ............................................................................................................................................................................ Eletronuclear ........................................................................................................................................................................ Itaipú Binacional (*) ............................................................................................................................................................. CGTEE ................................................................................................................................................................................. Eletropar ............................................................................................................................................................................... Distribuição Rondônia .......................................................................................................................................................... Distribuição Alagoas ............................................................................................................................................................ Distribuição Piauí ................................................................................................................................................................. Distribuição Acre.................................................................................................................................................................. Amazonas Energia (**) ........................................................................................................................................................ (*) (**)

Controlada de forma conjunta con la ANDE (Paraguay). Ex Manaus Energia

Porcentaje de Participación 99,54% 99,45% 99,71% 99,03% 99,81% 50.00% 99,94% 81,61% 99,96% 75,16% 98,56% 93,29% 100,00%

Gráfico 12.1 CERTIFICACIÓN Yo, José da Costa Carvalho Neto, consejero delegado, certifica lo siguiente: 1. He revisado este informe anual en Formulario 20-F de Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS (la "Compañía") 2. A mi entender, este informe no contiene ninguna declaración falsa de un hecho importante ni omite declarar un hecho material necesario para elaborar los estados financieros, a la luz de las circunstancias en que tales declaraciones fueron hechas, no inducir a error con respecto al período cubierto por este informe; 3. Basado en mi conocimiento, los estados financieros y demás información financiera contenida en este informe presentan razonablemente en todos sus aspectos materiales la condición financiera, resultados de operaciones y flujos de efectivo de la compañía como de y para los períodos presentados en este informe; 4. Otros funcionarios de la empresa de certificación y yo somos responsables de establecer y mantener controles y procedimientos de divulgación (como se define en las Normas 13a-15 (e) y 15d-15 (e)) y el control interno sobre los informes financieros (tal como se define en la Ley de Intercambio Reglas 13a-15 (f) y 15d-15 (f)) para la empresa y tener: a) Diseñado dichos controles y procedimientos de divulgación, o dispuesto que dichos controles y procedimientos de divulgación que se diseñen bajo nuestra supervisión para asegurar que la información importante relacionada con la empresa, incluyendo sus subsidiarias consolidadas, se da a conocer a nosotros por otros dentro de dichas entidades, particularmente durante el período en el que se preparó este informe; b) Diseñado dicho control interno sobre los informes financieros, o causado dicho control interno sobre los informes financieros que se diseñen bajo nuestra supervisión, para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de la información financiera y la preparación de estados financieros para propósitos externos de acuerdo con principios contables generalmente aceptados principios; c) Se evaluó la eficacia de los controles y procedimientos de la empresa y los procedimientos y se presentan en este informe nuestras conclusiones sobre la eficacia de los controles y procedimientos de divulgación a partir del final del período cubierto por este informe basado en dicha evaluación, y d) Se expone en este informe cualquier cambio en el control interno de la compañía sobre los informes financieros que se produjeron durante el período cubierto por el informe anual que haya afectado materialmente, o que sea razonablemente probable que afecten materialmente, el control interno de la compañía sobre la información financiera, y 5. Otros funcionarios de la empresa de certificación y yo hemos revelado, sobre la base de nuestra más reciente evaluación del control interno sobre los informes financieros, a los auditores de la empresa y al comité de auditoría del consejo de administración de la compañía de los directores (o personas que realicen la función equivalente): a) Todas las deficiencias significativas y debilidades materiales en el diseño u operación del control interno sobre los informes financieros que tengan una probabilidad razonable de afectar negativamente la capacidad de la compañía para registrar, procesar, resumir y reportar información financiera, y b) cualquier fraude, sea o no material, que incluye administración u otros empleados que tienen un papel importante en el control interno de la compañía sobre la información financiera. Fecha: 30 de junio 2011

Por: / S / José da Costa Carvalho Neto José da Costa Carvalho Neto Director Ejecutivo

EXPOSICIÓN 12,2 CERTIFICACIÓN I, Armando Casado de Araújo, director financiero, certifica lo siguiente: 1. He revisado este informe anual en Formulario 20-F de Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS (la "Compañía") 2. A mi entender, este informe no contiene ninguna declaración falsa de un hecho importante ni omite declarar un hecho material necesario para elaborar los estados financieros, a la luz de las circunstancias en que tales declaraciones fueron hechas, no inducir a error con respecto al período cubierto por este informe; 3. Basado en mi conocimiento, los estados financieros y demás información financiera contenida en este informe presentan razonablemente en todos sus aspectos materiales la condición financiera, resultados de operaciones y flujos de efectivo de la compañía como de y para los períodos presentados en este informe; 4. Otros funcionarios de la empresa de certificación y yo somos responsables de establecer y mantener controles y procedimientos de divulgación (como se define en las Normas 13a-15 (e) y 15d-15 (e)) y el control interno sobre los informes financieros (tal como se define en la Ley de Intercambio Reglas 13a-15 (f) y 15d-15 (f)) para la empresa y tener: a) Diseñado dichos controles y procedimientos de divulgación, o dispuesto que dichos controles y procedimientos de divulgación que se diseñen bajo nuestra supervisión para asegurar que la información importante relacionada con la empresa, incluyendo sus subsidiarias consolidadas, se da a conocer a nosotros por otros dentro de dichas entidades, particularmente durante el período en el que se preparó este informe; b) Diseñado dicho control interno sobre los informes financieros, o causado dicho control interno sobre los informes financieros que se diseñen bajo nuestra supervisión, para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de la información financiera y la preparación de estados financieros para propósitos externos de acuerdo con principios contables generalmente aceptados principios; c) Se evaluó la eficacia de los controles y procedimientos de la empresa y los procedimientos y se presentan en este informe nuestras conclusiones sobre la eficacia de los controles y procedimientos de divulgación a partir del final del período cubierto por este informe basado en dicha evaluación, y d) Se expone en este informe cualquier cambio en el control interno de la compañía sobre los informes financieros que se produjeron durante el período cubierto por el informe anual que haya afectado materialmente, o que sea razonablemente probable que afecten materialmente, el control interno de la compañía sobre la información financiera, y 5. Otros funcionarios de la empresa de certificación y yo hemos revelado, sobre la base de nuestra más reciente evaluación del control interno sobre los informes financieros, a los auditores de la empresa y al comité de auditoría del consejo de administración de la compañía de los directores (o personas que realicen la función equivalente): a) Todas las deficiencias significativas y debilidades materiales en el diseño u operación del control interno sobre los informes financieros que tengan una probabilidad razonable de afectar negativamente la capacidad de la compañía para registrar, procesar, resumir y reportar información financiera, y b) cualquier fraude, sea o no material, que incluye administración u otros empleados que tienen un papel importante en el control interno de la compañía sobre la información financiera. Fecha: 30 de junio 2011

Por: / S / Armando Casado de Araújo Armando Casado de Araújo Director Financiero

ANEXO 13.1 CERTIFICACIÓN DE ACUERDO CON 18 USC SECCIÓN 1350, ADOPTADA DE CONFORMIDAD CON SECCIÓN 906 DE LA EE.UU. Ley Sarbanes-Oxley de 2002 En relación con el Informe Anual de Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS (la "Compañía") en el Formulario 20-F para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009, tal como se presentó con los EE.UU. Comisión de Valores de la fecha (el " Informe "), yo, José da Costa Carvalho Neto, consejero delegado de certificar, de conformidad con 18 USC sección 1350, adoptada de conformidad con el artículo 906 de los EE.UU. la ley Sarbanes-Oxley de 2002, que a lo mejor de mi conocimiento: (I) el informe cumple con todos los requisitos de la sección 13 (a) o 15 (d) de los Valores de los EE.UU. de 1934, según enmendada, y (Ii) la información contenida en el Informe presenta razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. Fecha: 30 de junio 2011

Por: / S / José da Costa Carvalho Neto José da Costa Carvalho Neto Director Ejecutivo

ANEXO 13.2 CERTIFICACIÓN DE ACUERDO CON 18 USC SECCIÓN 1350, ADOPTADA DE CONFORMIDAD CON SECCIÓN 906 DE LA EE.UU. Ley Sarbanes-Oxley de 2002 En relación con el Informe Anual de Centrais Elétricas Brasileiras SA - ELETROBRAS (la "Compañía") en el Formulario 20-F para el año fiscal que terminó el 31 de diciembre 2009, tal como se presentó con los EE.UU. Comisión de Valores de la fecha (el " Informe "), I, Armando Casado de Araújo, director de finanzas, certificar, de conformidad con 18 USC sección 1350, adoptada de conformidad con el artículo 906 de los EE.UU. la ley Sarbanes-Oxley de 2002, que a lo mejor de mi conocimiento: (I) el informe cumple con todos los requisitos de la sección 13 (a) o 15 (d) de los Valores de los EE.UU. de 1934, según enmendada, y (Ii) la información contenida en el Informe presenta razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. Fecha: 30 de junio 2011

Por: / S / Armando Casado de Araújo Armando Casado de Araújo Director Financiero

ANEXO 16.1 CARTA DE LOS AUDITORES RESPECTO AL CAMBIO DE AUDITOR EXTERNO 31 de marzo 2011 Securities and Exchange Commission 100 F Street Nueva Inglaterra Washington,Distrito de Columbia 20549 Hemos leído las declaraciones siguientes que se incluirán en 16.f del artículo (a) de la Forma 20-F de Centrais Elétricas Brasileiras SAELETROBRAS a fecha 30 de junio de 2011, y estamos de acuerdo con estas declaraciones en la medida en que se relacionan a nuestra empresa. "El 27 de marzo de 2009 la Junta de la Compañía de Administración aprobó la participación de PricewaterhouseCoopers Auditores Independientes, como la firma de contabilidad independiente registrado para el 31 de diciembre de 2009. Directorio de la Sociedad de consejeros que determine de no renovar el compromiso de BDO Trevisan Auditores Independientes, ya que determinó que para los próximos cinco años todas las filiales de la Compañía deben ser auditados por la firma independiente de contabilidad mismo registro. BDO Trevisan Auditores Independientes se le impidió el cumplimiento de esta función, ya que ya había cumplido dos de los 5 años permitido por el artículo 31 de la Instrucción CVM 308/99 No ". Muy atentamente, / S / BDO Auditores Independientes BDO Auditores Independientes