ProspectoDefinitivo deDistribuiçãoPública da2ª EmissãodeDebêntures Simples, Subordinadas, emSérieÚnicada

“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicasde Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, aprovado em Assembléia Geral da ANBID, e parte integrante da ata registrada no 4º Ofício deRegistro de Títulos de Documentos da Comarca de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 4890254, atendendo, assim, à presente oferta pública, aospadrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade daEmissora, das instituições participantes e dos valoresmobiliários objeto da oferta pública.”

A data deste Prospecto Definitivo é de 06 de julho de 2007

ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSACompanhia Aberta - CNPJ/MF nº 28.152.650/0001-71Rua José Alexandre Buaiz, nº 160, 8º andar, Vitória - ES

R$ 250.000.000,00

INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS

A INSTITUIÇÃOLÍDERDAPRESENTEOFERTAÉOBANCOBRADESCOBBIS.A.

Distribuição pública de 25.000 (vinte e cinco mil) debêntures simples, subordinadas, em série única, todas nominativas e escriturais, da segunda emissão para distribuiçãopública da ESPÍRITOSANTOCENTRAIS ELÉTRICASS.A. - ESCELSA (“2ª Emissão” e “Escelsa”, “Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), com valor nominalunitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) na data de emissão, qualseja, 02 de julho de 2007 (“Oferta” e “DatadeEmissão”, respectivamente).

A 2ª Emissão foi aprovada conforme deliberação do Conselho de Administração da Emissora realizada em29 demaio de 2007, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estadodo Espírito Santo (“JUCEES”) em 14 de junho de 2007, sob o nº 20070481750, publicada no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, no Diário Oficial do Estado do EspíritoSanto e no jornal ”A Gazeta” e no jornal “A Tribuna” em 18 de junho de 2007. A taxa final da remuneração foi aprovada pelo Conselho de Administração da Companhia em reuniãorealizada em 26 de junho de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCEES em 03 de julho de 2007, sob o nº 20070520011, publicada no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, noDiário Oficial do Estado do Espírito Santo e no jornal ”A Gazeta” e no jornal “A Tribuna”, em05 de julho de 2007.

A 2ª Emissão foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em 24 de maio de 2007, por meio do despacho n° 1.631, publicado no Diário Oficial da Uniãoem 25 demaio de 2007.

As Debêntures serão registradas para (i) distribuição no mercado primário na CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”) (Entidade de Mercado de BalcãoOrganizado), por meio do Sistema de Distribuição de Título (“SDT”); e (ii) para negociação nomercado secundário (a) na CETIP, por meio do Sistema Nacional de Debêntures(“SND”), sendo a distribuição liquidada e as debêntures custodiadas pela CETIP, e (b) no Sistema BOVESPAFIX (“BOVESPAFIX”), administrado e operacionalizado pelaBolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA (“BOVESPA”), sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CompanhiaBrasileira de Liquidação e Custódia - CBLC (“CBLC”). A Oferta foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em 06 de julho de 2007,sob n° CVM/SRE/DEB/2007/015.

Recomenda-se a leitura cuidadosa deste Prospecto Definitivo antes de qualquer decisão sobre os investimentos nas Debêntures. Os potenciaisinvestidores devem ler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 47 a 58. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas junto àsInstituições Intermediárias e àCVMnosendereços indicadosnaspáginas 25a27.O registro da presente Oferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da Companhia, bem comosobre as Debêntures a serem ofertadas no âmbito dessa Oferta.

Rating Moody’s: “A2.br”

ISIN: BRESCEDBS017

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ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO

Definições................................................................................................................ 5 Resumo das Características da Oferta ................................................................... 12 Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias. ...................................... 16

2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTORES LEGAIS, AUDITORES INDEPENDENTES E AGENTE FIDUCIÁRIO

Informações Cadastrais da Emissora ..................................................................... 23Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultores Legais, Auditores Independentes e Agente Fiduciário...................... 25

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Informações Relativas à Oferta ............................................................................. 31Contrato de Distribuição de Debêntures................................................................ 42Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro................ 46Fatores de Risco...................................................................................................... 47

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ......................................................... 47 Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica......................................................... 49 Riscos Relacionados às Atividades da Emissora............................................................ 53 Riscos Relacionados à Oferta ..................................................................................... 57

Destinação de Recursos.......................................................................................... 59Capitalização ........................................................................................................... 60

4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

Informações Financeiras Selecionadas .................................................................. 63Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora ............................................................ 70Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil ................................................ 100Histórico da Emissora ............................................................................................. 123Estrutura Organizacional e Principais Acionistas .................................................. 124Atividades da Emissora........................................................................................... 128 Propriedades, Plantas e Equipamentos.................................................................. 160Recursos Humanos ................................................................................................. 161Descrição do Capital Social e Dividendos............................................................... 166Práticas de Governança Corporativa ...................................................................... 169 Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ................. 171Administração ......................................................................................................... 172Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia ........ 178Contingências Judiciais e Administrativas ............................................................. 180Operações com Partes Relacionadas...................................................................... 185

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5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

ITR – Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 31 de março de 2007, com respectivo Relatório da Revisão Especial e Comentário da Companhia no Trimestre .................................................................... 189 DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ................................ 225 DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ................................ 285 DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração ................................ 355

6. ANEXOS

Autorização da ANEEL ................................................................................................. 447 Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 29 de maio de 2007 ............. 451 Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 26 de junho de 2007............ 461 Estatuto Social da Emissora ......................................................................................... 465 Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA ................................................................................. 483 Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA ................................ 517 Súmula da Classificação de Risco...... ........................................................................... 525 Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03................. 529 Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ...... 533

3

1. INTRODUÇÃO

Definições

Resumo das Características da Oferta

Sumário da Emissora e das Instituições Intermediárias

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DEFINIÇÕES

ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica

Acionista Controladora ou Energias do Brasil

EDP – Energias do Brasil S.A.

ACL Ambiente de Contratação Livre

Acordo Geral do Setor Elétrico

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

ACR Ambiente de Contratação Regulada

Agente Fiduciário Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários

Ampla ou CERJ AMPLA Energia e Serviços S.A., anteriormente denominada CERJ – Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

AuditoresIndependentes

KPMG Auditores Independentes (para os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2005, 2006 e para o período findo em 31 de março de 2007); e PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (para o exercício social findo em 31 de dezembro de 2004)

Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo

BACEN Banco Central do Brasil

Banco ABN AMRO Banco ABN AMRO Real S.A.

Banco Bradesco BBI ou Instituição Líder

Banco Bradesco BBI S.A.

Banco Bradesco Banco Bradesco S.A.

Banco Citibank Banco Citibank S.A.

Banco Sudameris Banco Sudameris Brasil S.A.

Bandeirante Bandeirante Energia S.A.

BID Banco Interamericano de Desenvolvimento

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES

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Bovespa Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA

BovespaFix Sistema BovespaFix

Brasil República Federativa do Brasil

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia

CCC Conta de Consumo de Combustíveis

CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CDE Conta de Desenvolvimento Energético

CDI Certificado de Depósito Interbancário

CERJ ou AMPLA CERJ - Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – atualmente AMPLA – Energia e Serviços S.A.

CESA Castelo Energética S.A. - CESA

CETIP CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação

CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco

CMN Conselho Monetário Nacional

CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social

Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor independente de energia do sistema interligado ou com comercializador de energia elétrica

Contrato de Concessão Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica n.º 001/1995, celebrado em 17 de julho de 1995, entre a Emissora e a União Federal, conforme aditado em 17 de julho de 2005

Contrato de Distribuição de Debêntures

Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, em Regime de Garantia Firme, celebrado entre a Emissora e as Instituições Intermediárias em 13 de junho de 2007

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

Costa Rica Costa Rica Energética Ltda.

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CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL

CSLL Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido

CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da tarifa de energia elétrica

CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM

Debêntures 25.000 debêntures simples, subordinadas, todas nominativas e escriturais, em série única, da 2ª emissão para distribuição pública da Escelsa, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais) perfazendo o total de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais)

Debenturistas Os titulares das Debêntures

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

Decreto n.º 5.163/04 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica

Dólar Dólar dos Estados Unidos da América

EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial

EBITDA ou LAJIDA Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização

ECE Encargo de Capacidade Emergencial

EDP EDP – Energias de Portugal S.A.

EDP ISL EDP – Investments & Services Limited

EDP Lajeado EDP Lajeado Energia S.A.

Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.- ELETROBRÁS

Emissão 2ª Emissão para distribuição pública de Debêntures da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

Energest Energest S.A.

Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder Concedente no respectivo contrato de concessão, que deverá ser disponibilizada para venda

Energias do Brasil EDP – Energias do Brasil S.A.

Enerpeixe Enerpeixe S.A.

Enersul Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL

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Enertrade ENERTRADE - Comercializadora de Energia S.A.

EPE Empresa de Pesquisa Energética S.A.

Escelsa ou Companhia ou Emissora

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

Escelsapar Escelsa Participações S.A. - ESCELSAPAR

Escritura de Emissão Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA, celebrada entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 13 de junho de 2007, devidamente arquivada na Junta Comercial do Estado do Espírito Santo em 14 de junho de 2007, conforme aditada pelo Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA, celebrado entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 26 de junho de 2007, que será devidamente arquivada na Junta Comercial do Estado do Espírito Santo.

Estatuto Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral Ordinária/Extraordinária de acionistas, realizada em 09 de abril de 2007

Fafen Fafen Energia S.A.

Fator X Número índice definido pelo Poder Concedente, de acordo com o Contrato de Concessão e Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, a ser subtraído ou somado ao índice obtido da variação da parcela reajustada pelo IGPM

FEC Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras credenciadas

Fundação Escelsos Fundação Escelsa de Seguridade Social - ESCELSOS

Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público

Furnas Furnas Centrais Elétricas S.A.

GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia

Grupo EDP Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por sociedades que atuam no setor elétrico mundial, cuja sociedade controladora é a EDP

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Grupo Energias do Brasil Grupo empresarial do qual a Companhia é parte, composto por sociedades constituídas sob as leis do Brasil, que atuam no setor elétrico, cuja sociedade controladora é a Energias do Brasil

GTD Participações GTD Participações S.A.

HSBC HSBC Bank Brasil S.A.

IASC Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação

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

InstituiçõesIntermediárias

Banco Bradesco BBI, Banco ABN AMRO e Banco Citibank

Instrução CVM n.º 400/03

Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme alterada

Investco Investco S.A.

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatísitca - IBGE

IRT Índice de Revisão Tarifária

Iven Iven S.A.

Lei n.º 10.604/02 Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002

Lei n.º 10.438/02 Lei n.º 10.438, de 26 de abril, posteriormente modificada pela Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003

Lei das Sociedades por Ações ou Lei n.º 6.404/76

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

Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

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

Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores

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Lei de Reestruturação do Setor Elétrico Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998, e alterações posteriores

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica

Magistra Magistra Participações S.A.

MME Ministério das Minas e Energia

MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no sistema energético nacional

MVA Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampére ou 1 Mega Volt Ampère

Oferta Distribuição Pública de 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures simples, subordinadas, em série única, todas nominativas e escriturais, da segunda emissão para distribuição pública da Escelsa, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais)

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

Pantanal Energética Pantanal Energética Ltda.

Parcela A Parcela da tarifa da concessionária de serviços de distribuição de energia elétrica representativa dos custos não gerenciáveis pela Companhia

PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público

PCH Pequena Central Hidrelétrica

PDV Programa de Desligamentos Voluntários

PIB Produto Interno Bruto

PIE Produtor Independente de Energia Elétrica

PIS Programa de Integração Social

Poder Concedente Governo Federal

PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade

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Procedimento de Bookbuilding

Procedimento conduzido para verificação, junto aos investidores, da demanda pelas Debêntures em diferentes níveis de taxa de juros no qual foram definidos, de acordo com as condições de mercado à época da colocação, a remuneração aplicável às Debêntures, observado o limite do Valor Total da Emissão (conforme definido na Seção “Resumo das Características da Oferta”). Ao final deste procedimento, o Conselho de Administração da Emissora ratificou a remuneração das Debêntures, conforme o artigo 59, § 1º da Lei n° 6.404/76

PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da 2ª Emissão de Debêntures simples, subordinadas, em série única, da Escelsa, datado de 06 de julho de 2007

Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da 2ª Emissão de Debêntures simples, subordinadas, em Série Única, da Escelsa, datado de 18 de junho de 2007

Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo

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

RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão

RTE Recomposição Tarifária Extraordinária

SDT Sistema de Distribuição de Títulos

SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados

SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia

Senior Notes Senior Notes emitidas em 28 de julho de 1997 pela Escelsa no valor de US$ 500,0 milhões

SIN Sistema Interligado Nacional ou Sistema Elétrico Interligado

SND Sistema Nacional de Debêntures

Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo

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RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

Valor Mobiliário: Debêntures simples.

Data de Emissão: 02 de julho de 2007.

Agente Fiduciário: Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários.

Banco Mandatário e Escriturador: Banco Citibank.

Instituição Líder: Banco Bradesco BBI.

Instituições Intermediárias: Banco Bradesco BBI, Banco ABN AMRO e Banco Citibank.

Valor Total da Emissão: R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais).

Número de Séries: As Debêntures serão emitidas em série única.

Quantidade de Debêntures: Serão emitidas, no total, 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures.

Esse volume poderá ser aumentado em razão:

(i) do exercício, a critério das Instituições Intermediárias, em comum acordo com a Emissora, do lote suplementar equivalente a 15% (quinze por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM n.º 400/03 (“Lote Suplementar”), exclusivamente para atender o excesso de demanda constatado pelas Instituições Intermediárias no Processo de Bookbuilding, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas, ressalvado que as Debêntures do Lote Suplementar serão distribuídas em regime de melhores esforços;

(ii) dos termos do § 2º do artigo 14 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora a seu critério e sem a necessidade de novo pedido ou de modificação dos termos da Emissão, poderá aumentar a quantidade de Debêntures a serem distribuídas em montante equivalente a 20% ( vinte por cento) da quantidade de Debêntures inicialmente ofertadas, excluído eventual Lote Suplementar mencionado acima (“Quantidade Adicional”), ressalvado que as Debêntures da Quantidade Adicional serão distribuídas em regime de melhores esforços.

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Valor Nominal Unitário: As Debêntures terão valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão (“Valor Nominal Unitário”).

Espécie: As Debêntures serão da espécie subordinada.

Forma e Conversibilidade: As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural, simples, não conversíveis em ações de emissão da Emissora.

Data de Vencimento: As Debêntures vencerão em 2 de julho de 2014 (“Data de Vencimento das Debêntures”).

Preço de Subscrição e Forma de Integralização:

O preço de subscrição das Debêntures será o Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração (conforme definido abaixo) calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da efetiva subscrição e integralização. As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.

Distribuição e Negociação: As Debêntures serão registradas (i) para distribuição no mercado primário na (a) CETIP, por meio do SDT, sendo a distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas pela CETIP; e (b) no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CBLC; e (ii) para negociação no mercado secundário (a) na CETIP, por meio do SND, sendo a distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas pela CETIP e (b) no BovespaFix, administrado e operacionalizado pela Bovespa, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas segundo as normas e procedimentos da CBLC.

Remuneração: Em 26 de junho de 2007, os Coordenadores, com o acompanhamento da Emissora, realizaram processo de bookbuilding, conforme procedimento descrito no Anexo I do Contrato de Distribuição, para verificação, junto aos investidores, da demanda pelas Debêntures em diferentes níveis de taxa de juros (o “Processo de Bookbuilding”), por meio do qual foi definida a Remuneração das Debêntures.

No caso de exercício de garantia firme pelos Coordenadores, a subscrição será feita pela taxa de 105,0% (cento e cinco por cento) da Taxa DI, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário, a partir da Data de Emissão.

Repactuação: Não haverá repactuação das Debêntures.

Amortização: Amortizações iguais e sucessivas no final dos 5º, 6º e 7º anos, a partir da Data de Emissão.

Resgate Antecipado: Não haverá resgate antecipado das Debêntures, exceto na hipótese de não concordância de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação acerca do novo parâmetro de remuneração quando da ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias consecutivos ou extinção ou impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto, na forma prevista na Escritura de Emissão.

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Aquisição Facultativa: A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as Debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou ser colocadas novamente no mercado.

As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação.

Quorum de Instalação e Deliberação em AssembléiasGerais de Debenturistas:

A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas titulares das Debêntures da presente Emissão, que representem, no mínimo, a metade das Debêntures em circulação e, em segunda convocação, com qualquer número de Debenturistas.

As deliberações das Assembléia Gerais de Debenturistas serão tomadas da seguinte forma: (i) alterações na remuneração e/ou prazos de vencimento, excetuando-se as alterações na remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, repactuação ou amortização das Debêntures, bem como nas hipóteses de vencimento antecipado automático previstas no item 5.1 da Escritura de Emissão e/ou dispositivos sobre quorum previstos na Escritura de Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90% (noventa por cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações das cláusulas de vencimento antecipado não automático, previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, alterações na forma das Debêntures, na periodicidade de pagamento de juros remuneratórios das Debêntures, resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures dependerão da aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, e (iii) alterações nas demais características e condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das Debêntures em circulação.

Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI, a Emissora e os Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, definirão o novo parâmetro a ser aplicado.

Local de Pagamento: Os pagamentos referentes às Debêntures serão efetuados utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela CBLC, ou por meio do Banco Mandatário e Escriturador, para os titulares das Debêntures que não estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC.

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Público Alvo: O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, qualificados ou não, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país.

Inadequação do Investimento: A presente Emissão não se destina a investidores que não estejam capacitados a compreender e assumir os seus riscos. O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado ou da volatilidade do mercado. O potencial investidor deve ler todo o conteúdo deste Prospecto para fazer sua avaliação do investimento nas Debêntures da Emissora, em especial o capítulo referente a Fatores de Risco.

Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas com a Emissora, com a Instituição Líder ou com a CVM. O Sr. João Carlos Zani, Diretor do Banco Bradesco BBI, será responsável pelo atendimento do artigo 33, § 3º, inciso III da Instrução CVM nº 400/03.

Regime de Colocação: As Debêntures serão colocadas em regime de garantia firme de colocação, sendo vinculante a partir da data em que for firmado o Contrato de Distribuição de Debêntures. As Debêntures do Lote Suplementar e da Quantidade Adicional serão colocadas em regime de melhores esforços.

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SUMÁRIO DA EMISSORA E DAS INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS

A Emissora

Em 1º de julho de 1968, foi criada a Escelsa, concessionária de serviço público de energia elétrica, com sede na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo, sob o controle da Eletrobrás. Em leilão de privatização, realizado em 11 de julho de 1995, 50% do capital mais uma ação foram adquiridas pela Iven e GTD Participações.

Em 17 de julho de 1995, foi assinado o Contrato de Concessão entre a União Federal e a Escelsa, aditado em 17 de julho de 2005, que tem como objeto formalizar as concessões outorgadas pelo Decreto de 13 de julho de 1995, publicado no Diário Oficial da União em 14 de julho de 1995. Neste contrato, foram estabelecidas as condições para expansão dos serviços públicos de produção de energia elétrica nas usinas hidrelétricas e transmissão e distribuição de energia elétrica. O prazo é de 30 (trinta) anos contados da assinatura do contrato, podendo ser renovado, por igual período.

Em 19 de janeiro de 1996, a Escelsa obteve o registro de companhia aberta da CVM.

Em leilão de privatização realizado em novembro de 1997, a Escelsa adquiriu o controle acionário da Enersul.

Em 1999, o Grupo EDP adquiriu 73,12% do capital total da Iven, sociedade detentora de 52,3% do capital da Escelsa. A administração da empresa foi regulada por um acordo de acionistas celebrado na data da privatização que vigorou até junho de 2002.

A partir de outubro de 2002, com o término do acordo de acionistas, os acionistas controladores da Energias do Brasil adquiriram o controle exclusivo da Escelsa e da Enersul. Para todos os períodos a partir de outubro de 2003 até o início de 2004, a Energias do Brasil em conjunto com a Escelsa e a Enersul estiveram sob o controle conjunto dos acionistas controladores da Energias do Brasil.

Em 19 de abril de 2004, as administrações da Energias do Brasil e suas controladas, Bandeirante, Iven, Escelsa e Enersul, protocolaram na ANEEL o pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária, objetivando simplificar a estrutura societária dessas companhias e capturar sinergias.

Essa reorganização societária englobou: (i) a incorporação pela Enersul do investimento e ágio registrado na sua controladora direta; (ii) a incorporação da Iven pela Escelsa; (iii) a incorporação pela Escelsa das ações da Enersul, não detidas pela incorporadora; e (iv) a incorporação pela Energias do Brasil das ações da Escelsa e da Bandeirante, não detidas pela incorporadora.

Em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa n.º 164, a ANEEL anuiu a proposta da reorganização societária das concessionárias Enersul, Escelsa e Bandeirante mencionada acima.

Atualmente, a Escelsa é subsidiária integral da Energias do Brasil.

A Escelsa é a principal concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Espírito Santo, atendendo 70 dos 78 municípios no Estado do Espírito Santo e uma população de cerca de 3,4 milhões de habitantes, em uma área de 41,2 mil km2, que representa aproximadamente 90% da área total desse Estado. Dentro dos 41.241 km² da área de concessão a Companhia, atende a aproximadamente 90% dos consumidores do Estado. O Estado do Espírito Santo, área de atuação da Escelsa, é um Estado predominantemente exportador, apresentando, segundo dados do IBGE, a maior taxa média de crescimento econômico da Região Sudeste de 1985 a 2002.

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A Escelsa distribuiu um total de 8.060 GWh de energia para 1.059 mil consumidores no ano de 2006 e 2.105 GWh de energia para 1.071 mil consumidores no primeiro trimestre de 2007. A receita líquida da Escelsa representou 28,1% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2006 e 29,5% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil no primeiro trimestre de 2007.

A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela Companhia aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes.

A rede de eletricidade da Escelsa inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e 88 kV) e sua transformação e distribuição em voltagens médias principalmente de 138 kV, 69 kV, 34,5 kV e 15kV.

No primeiro trimestre de 2007, a Escelsa vendeu 1.219 GWh de eletricidade, dos quais 249 GWh foram fornecidos a consumidores industriais, 397 GWh a consumidores residenciais, 257 GWh a consumidores comerciais e 317 GWh para outros, inclusive órgãos governamentais, suprimento e consumidores rurais.

As Instituições Intermediárias

Banco Bradesco BBI

Com firme propósito de consolidar, dar foco e desenvolver novos nichos nas atividades ligadas ao mercado de capitais nacional e internacional, o Bradesco constituiu em fevereiro de 2006 o Banco Bradesco BBI S.A., Banco de Investimento, que tem como missão operar suas áreas de Mercado de Capitais, Fusões e Aquisições, Financiamento de Projetos, Operações Estruturadas, Tesouraria, Bradesco Private, Bradesco Securities, Bram - Bradesco Asset Management e Bradesco Corretora de Títulos e Valores Mobiliários. Entre outras atribuições, desenvolverá os negócios de estruturação, originação, distribuição e administração de ativos, fluxos e estoques financeiros de clientes.

Entre as operações que participamos em 2007, podemos destacar as ofertas públicas de ações da JBS S.A., no montante de R$1,60 bilhão, da PDG Realty S.A Empreendimentos e Participações, no montante de R$724,5 milhões, da Camargo Corrêa Desenvolvimento Imobiliário S.A., no montante de R$600,2 milhões, o certificado de depósito de ações da Anhanguera Educacional Participações S.A., no montante de R$512,3 milhões e participamos como coordenadores líderes na oferta pública de debêntures da Even Construtora e Incorporadora S.A., no montante de R$ 50,0 milhões.

O Banco Bradesco, controlador do Banco Bradesco BBI é atualmente um dos maiores bancos múltiplos privados do país, conforme informação do Banco Central do Brasil e está presente em praticamente todos os municípios do Brasil. A atuação do Bradesco é sustentada por uma rede de atendimento com 16.983 pontos convencionais, entre eles, 3.009 agências e 5.585 unidades do Banco Postal. Encerrou 2006 com patrimônio líquido de R$ 24,6 bilhões e R$ 265,5 bilhões em ativos totais.

Atua no Mercado de Capitais Brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantes instituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações de Underwriting e Operações Estruturadas, além de contar com equipes especializadas em Fusões e Aquisições e Project Finance.

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De acordo com o Ranking de Originação da ANBID, o Bradesco teve uma participação de mercado de 17,4%, sendo que o montante de operações em renda fixa totalizaram R$ 5,374 bilhão, base: dezembro de 2006.

Entre as operações que participou em 2006, destacam-se as ofertas públicas de ações da Rossi Residencial S.A., no montante de R$ 862,5 milhões e da Abyara Planejamento Imobiliário S.A., no montante de R$ 188,0 milhões e as ofertas públicas de debêntures do Panamericano Arrendamento Mercantil S.A., no montante de R$ 250,0 milhões, da Petroflex Indústria e Comércio S.A., no montante de R$ 160,0 milhões, da Companhia Piratininga de Força e Luz, no montante de R$ 400,0 milhões, da Telemar Norte Leste S.A., no montante de R$ 2,2 bilhões, da Brasil Telecom S.A., no montante de R$ 1,080 bilhão e da Tam S.A., no montante de R$ 500,0 milhões.

Prestou serviços de assessoria financeira em operações de fusões, aquisições, formação de joint ventures, reestruturações societárias e privatizações, tendo registrado 20 operações conforme o Ranking de Fusões e Aquisições da ANBID - Associação Nacional dos Bancos de Investimento - nos últimos três anos e meio.

O Bradesco possui um sólido track record desempenhando o papel de assessor e estruturador financeiro para diversos projetos greenfield nas modalidades Project e Corporate Finance. O time de especialistas possui estreito relacionamento com o BNDES e diversos organismos de fomento. A instituição vem ocupando a liderança como maior agente de repasse do BNDES nos últimos três anos.

Em Operações Estruturadas, o Bradesco desenvolve estruturas para segregação de riscos por meio da aquisição ou securitização de créditos, Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs), bem como operações taylor made visando a menor utilização de capital de giro, aumento da liquidez, otimização dos custos financeiro e tributário, adequação a limites técnicos legais/covenants financeiros, desmobilização e financiamentos das empresas clientes.

Ocupa atualmente o 2º lugar no Ranking de Originação de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios da ANBID, com um montante de operações que totalizaram R$ 419,4 milhões, base: dezembro de 2006.

Dentre as operações estruturadas desenvolvidas ao longo de 2006, destacamos os FIDCs Cemig – FIDC Conta CRC, no montante de R$ 900,0 milhões, o FIDC CESP III, no montante de R$ 650,0 milhões e o Built to Suit Financing da Confidere Imobiliária e Incorporadora Ltda., no montante de R$ 97,0 milhões.

Banco ABN AMRO

O Banco ABN AMRO é um banco pertencente ao Grupo ABN AMRO, que é composto por instituições financeiras presentes em mais de 50 países ao redor do mundo, incluindo o maior banco da Holanda (ABN AMRO Bank N.V.), um dos maiores da Europa e o maior banco estrangeiro em atuação nos Estados Unidos. O Coordenador opera no Brasil há mais de 89 anos.

Em 2003, o Banco ABN AMRO adquiriu o Banco Sudameris, o nono maior banco privado do Brasil, ampliando sua presença na região Sudeste do País e sua participação nos segmentos de clientes de alta renda.

Em 31 de dezembro de 2006, o ativo do Banco ABN AMRO era de R$ 120.831 milhões e o patrimônio líquido de R$ 9.779 milhões, sendo o terceiro maior banco privado do Brasil por volume de empréstimos, de depósitos e de ativos. Na mesma data, a rede de atendimento do Banco ABN AMRO era composta por mais de 6.973 mil pontos de venda para atender seus 13,1 milhões de clientes.

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O Banco ABN AMRO possui grande experiência em estruturação e distribuição de títulos no mercado de capitais brasileiro, onde coordenou a emissão de debêntures de várias companhias, entre elas (i) a décima, décima primeira e décima quarta emissões de debêntures da Braskem S.A. no valor total de R$ 625 milhões, R$ 1,2 bilhão e R$ 500 milhões, respectivamente; (ii) a terceira emissão de Petrobras, no valor total de R$ 775 milhões; (iii) a terceira, quarta, quinta, sexta, sétima e oitava emissões de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – Sabesp, nos valores totais de R$ 448,3 milhões, R$ 300 milhões, R$ 400 milhões, R$ 600 milhões, R$ 300 milhões e R$ 700 milhões, respectivamente; (iv) a primeira e a segunda emissões de Nova Marlim Petróleo S.A., nos valores de R$ 235,5 milhões e R$ 1,8 bilhão, respectivamente; (v) a quarta emissão da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba, no valor de R$ 450 milhões; (vi) a quarta e quinta emissão da Brasil Telecom no valor de R$ 500 milhões e de R$ 1.080 bilhões, respectivamente; (vii) a primeira emissão da Telecomunicações de São Paulo S.A. – Telesp, no valor de R$ 1,5 bilhão; (viii) a quarta, quinta e sexta emissão da ABN AMRO Arrendamento Mercantil S.A., no valor de R$ 1,5 bilhão, R$ 1,5 bilhão e R$ 4 bilhões; (ix) a primeira emissão da Tractebel Energia S.A. no valor de R$ 200 milhões; (x) a quarta emissão da Petroflex Indústria e Comércio S.A. no valor de R$ 160 milhões; (xi) a primeira emissão da Telemar Norte Leste S.A. no valor de R$ 2,1 bilhões; (xii) a primeira emissão da BV Leasing Arrendamento Mercantil S.A., no valor de R$ 1,35 bilhão; (xiii) a quarta emissão da Companhia Paranaense de Energia - Copel, no valor de R$ 600 milhões; (xiv) a quarta emissão de Empla Energia e Serviços, no valor de R$ 370 milhões; (xv) a sétima emissão da Companhia Vale do Rio Doce, no valor de R$ 5 bilhões; (xvi) o FIDC FICSA Financiamento de Veículos para o Banco FICSA S.A., no valor de R$ 35 milhões; (xvii) o FIDC Indústria Petroquímica – Chemical, II para a Braskem S.A., no valor de R$ 400 milhões; (xviii) o ABN AMRO Real FIDC Aymoré Financiamento e Arrendamento Mercantil (Leasing) de Veículos para o Banco ABN AMRO, no valor de R$ 255 milhões; (xix) o FIDC Paraná Banco II para o Paraná Banco S.A., no valor de R$ 100 milhões; entre outras.

No ano de 2006, o Banco ABN AMRO participou de diversas emissões de debêntures, com um volume total de aproximadamente R$ 18 bilhões.

Banco Citibank

O Citigroup, do qual o Citibank é parte, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está presente em mais de 100 países e detém 200 milhões de contas de clientes diversificados, combinando recursos globais com forte presença local.

O Citigroup possui 300 mil funcionários e ativos totais de US$1,5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas, entidades governamentais e outras instituições. O Citigroup Brasil atua no Brasil há mais de 90 anos, com mais de 6 mil funcionários, R$25,1 bilhões em ativos totais e mais de 300 mil correntistas.

O Citigroup Brasil possui forte atuação no segmento de corporate and investment banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições, project finance e empréstimos sindicalizados. Em 2006, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$11,4 bilhões distribuídos a investidores.

O Citibank Participou como coordenador das três maiores transações de renda fixa já realizadas no Mercado de Capitais Brasileiro, a da Companhia de Bebidas das Américas - AmBev, da Telemar Norte Leste S.A. - Telemar e a da Companhia Vale do Rio Doce - CVRD sendo uma delas a primeira emissão de uma empresa investment grade em escala global, entre outras.

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2. IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS,

CONSULTORES LEGAIS, AUDITORES INDEPENDENTES E AGENTE FIDUCIÁRIO

Informações Cadastrais da Emissora

Identificação dos Administradores, Instituições Intermediárias, Consultores Legais,

Auditores Independentes e Agente Fiduciário

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INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA

Identificação ............................................. Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA, sociedade por ações de capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 28.152.650/0001-71, com seus atos constitutivos arquivados na Junta Comercial do Estado do Espírito Santo – JUCEES sob o NIRE n.º 3230000248-0.

Sede........................................................... A sede da Companhia está localizada na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo, na Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar, CEP 29050-955.

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

19 de janeiro de 1996.

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

Sr. Thomas Daniel Brull Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar CEP 29050-955 – Vitória– ES Tel.: (27) 3321-9163 Fax: (27) 3325-4126 tbrull@enbr.com.br

Auditores Independentes da Companhia .. KPMG Auditores Independentes (para os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2005, 2006 e para o período findo em 31 de março de 2007); PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (para o exercício social findo em 31 de dezembro de 2004).

Acionista Controlador................................ EDP – Energias do Brasil S.A.

Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos Mercados Doméstico e Internacional........

Senior Notes. Em 28 de julho de 1997, a Escelsa realizou a emissão no exterior de SeniorNotes no valor de US$ 500,0 milhões, com vencimento em 15 de julho de 2007 e juros de 10% ao ano, que devem ser pagos semestralmente em 15 de janeiro e 15 de julho de cada ano.

Debêntures. Em 1º de junho de 2006, a Escelsa realizou a emissão de debêntures no valor de R$ 264 milhões, com vencimento em 1º de junho de 2011 e remuneração de 104,4% da Taxa DI ao ano, que devem ser pagos em 2009, 2010 e 2011.

Para informações adicionais ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.

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

As informações referentes à Emissora são divulgadas no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo, no “Valor Econômico” Edição Nacional, no jornal ”A Gazeta” e no jornal “A Tribuna”.

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

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

Atendimento aos Debenturistas................ O atendimento aos debenturistas da Companhia é efetuado na Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar, Enseada do Suá, na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo, por seu diretor de relações com investidor.

Informações Adicionais ............................. Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia poderão ser obtidos com a Companhia, em sua sede social ou no site (www.escelsa.com.br).

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IDENTIFICAÇÃO DOS ADMINISTRADORES, INSTITUIÇÕES INTERMEDIÁRIAS, CONSULTORES LEGAIS, AUDITORES INDEPENDENTES E AGENTE FIDUCIÁRIO

Administradores da Companhia

Quaisquer outras informações sobre a Companhia, a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto ao Diretor de Relações com Investidores da Companhia, no seguinte endereço:

Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA Diretor de Relações com Investidores Sr. Thomas Daniel Brull Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar Vitória, ES, CEP 29050-955 Tel.: (27) 3321-9163 Fax: (27) 3325-4126 E-mail: tbrull@enbr.com.br Internet: www.escelsa.com.br

Instituição Líder

Quaisquer dúvidas e/ou outras informações sobre a Oferta e este Prospecto poderão ser esclarecidas e obtidas junto ao Oficial de Mercado de Capitais do Coordenador Líder, responsável pela Oferta, no seguinte endereço:

Banco Bradesco BBI S.A. At.: João Carlos Zani Avenida Paulista, 1450 – 8º andar São Paulo, SP CEP 01310-917 Tel: (11)2178-4800 Fax: (11)2178-4880 E-mail: 9001.zani@bradescobbi.com.br Internet: www.shopinvest.com.br/ofertaspublicas

Instituições Intermediárias

Banco ABN AMRO Real S.A. At.: Ciro Mauro Gianini Avenida Paulista, 1374 – 15º andar São Paulo, SP CEP 01310-916 Tel.: (11) 3174-6830 Fax.: (11) 3174-6809 E-mail: ciro.giannini@br.abnamro.com Internet: www.bancoreal.com.br/ofertaspublicas

Banco Citibank S.A. At.: Hamilton Angle Avenida Paulista, 1111, 10º andar São Paulo, SP CEP 01311-100 Tel: (11) 4009-3012 Fax: (11) 4009-7558 E-mail: hamilton.agle@citigroup.com Internet: www.citibank.com.br

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Banco Mandatário

O Banco Mandatário das Debêntures pode ser contatado no seguinte endereço:

Banco Citibank S.A. At.: Sr. Rafael Cardenas Avenida Paulista, 1111, 12º andar São Paulo, SP CEP 01311-100 Telefone: (11) 4009-3888 Fac-símile: (11) 4009-7029 Correio Eletrônico: rafael.cardenas@citigroup.com Internet: www.citibank.com.br

Agente Fiduciário

O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários At.: Sr. Maurício Ribeiro Avenida das Américas, 4200, bloco 4, sala 514 Rio de Janeiro, RJ CEP - 22640-102 Telefone: (21) 3385-4565 Fac-símile: (21) 3385-4046 Correio Eletrônico: mribeiro@pentagonotrustee.com.br Internet: www.pentagonotrustee.com.br

Assessores Legais e Auditores Independentes

Assessores Legais

Os assessores legais da Companhia e do Coordenador Líder podem ser contatados nos seguintes endereços:

Assessor legal da Companhia:

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados At.: Sr. Eduardo Soares / Alessandra M. Z. Boin Alameda Joaquim Eugênio de Lima, n.º 447 01403-001, São Paulo – SP Telefone: (11) 3147-7696 / 7791 Fac-símile: (11) 3147-7770 Correio Eletrônico: esoares@mattosfilho.com.br / aleboin@mattosfilho.com.br Internet: www.mattosfilho.com.br

Assessor legal dos Coordenadores:

Souza, Cescon Avedissian, Barrieu e Flesch Advogados At.: Sr. Joaquim Oliveira Rua Funchal, n.º 418, 11º andar 04551-060, São Paulo - SP Tel.: (11) 3089-6500 Fac-símile: (11) 3089-6565 Correio Eletrônico: joliveira@scbf.com.br Internet: www.scbf.com.br

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Auditores Independentes

Os auditores independentes responsáveis por auditar as demonstrações financeiras da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço:

KPMG Auditores Independentes

At.: Sra. Vânia Andrade de Souza / Sr. José Luiz R. Carvalho Rua Renato Paes de Barros, n.º 33 São Paulo, SP CEP 04530-904 Tel: (11) 3067-3000 Fax: (11) 3079-3752 E-mail: vasouza@kpmg.com.br / jcarvalho@kpmg.com.br Internet: www.kpmg.com.br

PricewaterhouseCoopers Auditores IndependentesAt.: Sr. Wander Telles Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400 São Paulo, SP, CEP 05001-400 Tel: (11) 3674-2000 Fax: (11) 3674-2020 E-mail: wander.telles@br.pwc.com Internet: www.pwc.com

Declaração da Emissora e da Instituição Líder

Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seu Diretor Estatutário, Sr. Thomas Daniel Brull, que as informações constantes deste Prospecto e do Prospecto Definitivo são e serão verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores o conhecimento das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades, bem como uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborados de acordo com as normas pertinentes.

Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Instituição Líder declara, por meio de seu Diretor Estatutário que (i) este Prospecto contém e o Prospecto Definitivo conterá as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, bem como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes; e (ii) tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência, para assegurar que as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Emissão.

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3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Informações Relativas à Oferta

Contrato de Distribuição de Debêntures

Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro

Fatores de Risco

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica

Riscos Relacionados às Atividades da Emissora

Riscos Relacionados à Oferta

Destinação de Recursos

Capitalização

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INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Autorizações Societárias

A Emissão foi aprovada em Reunião do Conselho de Administração realizada em 29 de maio de 2007, cuja ata foi registrada na JUCEES, sob o nº 20070481750, em 14 de junho de 2007, e publicada no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo, na ”a Tribuna”, na “a Gazeta” e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 18 de junho de 2007. A taxa final da remuneração foi aprovada pelo Conselho de Administração da Companhia em reunião realizada em 26 de junho de 2007, cuja ata foi arquivada na JUCEES, sob o nº 20070520011, em 03 de julho de 2007, e publicada no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo e no jornal ”A Gazeta” e no jornal “A Tribuna”, em 05 de julho de 2007.

Quantidade de Debêntures e Número de Séries

Serão emitidas 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures, ressalvada a possibilidade de emissão de Lote Suplementar e Quantidade Adicional de Debêntures, conforme definido a seguir.

De acordo com as condições de mercado e de demanda pelos investidores, para a aquisição das Debêntures, à época da realização da colocação das Debêntures, a Emissão (i) poderá ser aumentada por lote suplementar, a critério dos Coordenadores, equivalentes a até 15% (quinze por cento) o Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM 400 (“Lote Suplementar’’), exclusivamente para atender a excesso de demanda que vier a ser constatado pelos Coordenadores no Processo de Bookbuilding; e (ii) poderá ser aumentada, a exclusivo critério da Emissora, em montante que corresponda a, no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 14, da Instrução CVM 400 (“Quantidade Adicional’’). Sem prejuízo do disposto a seguir, quaisquer Debêntures objeto de Lote Suplementar e/ou Quantidade Adicional serão colocadas observados os procedimentos aplicáveis às demais Debêntures objeto da Emissão, inclusive com observação ao item “Condições de Subscrição e Integralização e Condições de Pagamento”, a seguir.

Conforme estipulado no Contrato de Distribuição, definido a seguir, os Coordenadores deverão decidir, em comum acordo com a Emissora, sobre a conveniência da opção pelo Lote Suplementar. As Debêntures objeto do Lote Suplementar serão colocadas sob regime de melhores esforços de colocação, nos termos do Contrato de Distribuição.

Caso a Emissora decida exercer sua opção de emitir uma Quantidade Adicional de Debêntures, referidas Debêntures objeto de Quantidade Adicional serão colocadas sob o regime de melhores esforços de colocação nos termos do Contrato de Distribuição.

Caso seja decidido o exercício do Lote Suplementar e/ou da Quantidade Adicional, o Conselho de Administração da Emissora ratificará tal procedimento e a presente Escritura de Emissão, por meio de aditamento a ser registrado na JUCEES.

Valor Nominal Unitário, Valor Total da Emissão e Data de Emissão

O valor nominal unitário das Debêntures é de R$10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão (conforme definido a seguir) (“Valor Nominal Unitário”), perfazendo o valor total da Emissão R$ 250.000.000,00.

Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures é 02 de julho de 2007.

Conversibilidade, Tipo e Forma

As Debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural, não conversíveis em ações de emissão da Emissora.

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Espécie

As Debêntures serão da espécie subordinada.

Prazo e Data de Vencimento

As Debêntures terão prazo de vencimento de 07 (sete) anos a contar da Data de Emissão, com vencimento final em 02 de julho de 2014 (“Data de Vencimento’’). Por ocasião da Data de Vencimento, a Emissora se obriga a proceder ao pagamento, em uma única parcela do saldo do Valor Nominal Unitário não amortizado das Debêntures que ainda estiverem em circulação, acrescido da Remuneração (conforme definido a seguir) devida na Data de Vencimento.

Colocação e Procedimento de Distribuição

As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantia firme para a totalidade das Debêntures, ressalvado o Lote Suplementar e a Quantidade Adicional descritos no item “Quantidade de Debêntures e Número de Séries” acima, com intermediação das instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, para colocação no mercado por meio do SDT, observado o procedimento de distribuição previsto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM 400, nos termos do Contrato de Distribuição celebrado entre a Emissora e os Coordenadores, de acordo com o plano de distribuição elaborado pelos Coordenadores, que levará em consideração suas relações com clientes e outras considerações de natureza comercial e estratégica, levando-se em consideração, ainda o disposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM 400.

A colocação pública das Debêntures somente terá início após a concessão do registro da Oferta pela CVM, a publicação do anúncio de início da Oferta e a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores.

Limite Legal

Nos termos do parágrafo 4º do artigo 60 da Lei das Sociedade por Ações, à Emissão das Debêntures da espécie subordinadas não se aplicam os limites estabelecidos neste artigo.

Certificados de Debêntures

Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato da respectiva conta de depósito das Debêntures, aberta em nome de cada Debenturista, emitido pelo Banco Citibank. Adicionalmente, para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta o “Relatório de Posição de Ativos”, acompanhado de extrato em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos e, para as Debêntures custodiadas na CBLC, será por esta expedido relatório indicando a titularidade destas Debêntures.

Repactuação

As Debêntures desta Emissão não estarão sujeitas a repactuação programada.

Preço de Subscrição e Forma de Integralização

A integralização será à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional, de acordo com as normas de liquidação da CETIP, ao preço de subscrição das Debêntures, que será seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração (conforme definido a seguir), calculada pro rata temporis desde a data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures (“Data da Subscrição”).

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Amortização

Amortização: As Debêntures serão objeto de amortização do principal em três parcelas anuais e consecutivas, no final dos 5º, 6º e 7º anos, em 02 de julho de 2012, 02 de julho de 2013 e 02 de julho de 2014, (cada uma, uma “Data de Amortização”), respeitadas as seguintes proporções:

Data de Amortização Percentual de Amortização 02 de julho de 2012 33,33% 02 de julho de 2013 33,33% 02 de julho de 2014 33,34%

Aquisição Facultativa

A Emissora poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as Debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário ou saldo do Valor Nominal Unitário não amortizado, conforme o caso acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto de tal aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou colocadas novamente no mercado.

As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação.

Atualização do Valor Nominal

Não haverá atualização do Valor Nominal Unitário das Debêntures.

Remuneração

As Debêntures farão jus a uma remuneração que contemplará juros remuneratórios incidentes sobre o seu Valor Nominal Unitário não amortizado a partir da Data de Emissão, a serem pagos ao final de cada Período de Capitalização (conforme definido a seguir) de acordo com a fórmula a seguir. A taxa de juros aplicável às Debêntures será de 105,0% (cento e cinco por cento) da acumulação das taxas médias diárias dos DI “over extra grupo’’ – Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano (“Taxa DI’’).

Ao final do Procedimento de Bookbuilding, em 26 junho de 2007 o Conselho de Administração da Emissora ratificou o percentual da Taxa DI aplicável às Debêntures.

Sobre o Valor Nominal Unitário incidirão juros remuneratórios nos termos indicados acima, apurados com base na acumulação da Taxa DI, calculados de forma exponencial e cumulativa prorata temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do último Período de Capitalização (conforme definido a seguir), conforme o caso (inclusive), até a data de seu efetivo pagamento (exclusive) (“Remuneração”).

O pagamento da remuneração será semestral, contado da Data de Emissão.

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A Remuneração será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

J = VN x (Fator DI – 1)

Onde:

J= valor da remuneração, devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 06 (seis) casas decimais, sem arredondamento;

VN= Valor Unitário das Debêntures no início de cada Período de Capitalização, ou saldo do Valor Nominal Unitário não amortizado da Debênture, conforme o caso, informado/calculado com 06 (seis) casas decimais, sem arredondamento;

Fator DI = Produtório das taxas DI Over com uso percentual aplicado a partir da data de início de capitalização, inclusive, até a Data de Pagamento da Remuneração, exclusive, calculado com 08 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

DIn

1k

kSTDI1DIFator

Onde:

nDI = número total das taxas DI Over consideradas na atualização, sendo “nDI” um número inteiro;

S= percentual aplicado sobre a taxa DI Over, informado com 2 (duas) casas decimais, definido em processo de bookbuilding;

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

11100

DITDI

252

d

k

k

k

onde:

k = 1,2, ..., n

DIk = Taxa DI divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia útil (overnight), utilizada com 02 (duas) casas decimais;

dk = número de dia(s) útil(eis) correspondentes ao prazo de validade da Taxa DI, sendo "dk " um número inteiro);

Observações:

O fator resultante da expressão (1 + TDIk x S) é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem arredondamento.

Efetua-se o produtório dos fatores diários (1 + TDIk x S), sendo que a cada fator diário acumulado, trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado.

Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento.

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A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela entidade responsável pelo seu cálculo.

Define-se “Período de Capitalização” como sendo o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no caso do primeiro Período de Capitalização, ou na Data de Pagamento da Remuneração imediatamente anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na Data de Pagamento da Remuneração seguinte, exclusive.

Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade, até a Data de Vencimento.

No caso de indisponibilidade temporária da Taxa DI quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista anteriormente, será utilizada, em sua substituição, a mesma taxa diária produzida pela última Taxa DI conhecida, até a data do cálculo, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, tanto por parte da Emissora, quanto pelos Debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI respectiva.

Na ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias consecutivos, o Agente Fiduciário deverá, no primeiro dia útil seguinte ao prazo de 10 (dez) dias ora mencionado, convocar Assembléia Geral de Debenturistas (“AGD”) (no modo e prazos estipulados no artigo 124 da Lei das Sociedades por Ações) para a definição, de comum acordo com a Emissora, do novo parâmetro de remuneração a ser aplicado, parâmetro este que deverá preservar o valor real e os mesmos níveis da Remuneração em vigor. Até a deliberação desse novo parâmetro será utilizada, para o cálculo do valor de quaisquer obrigações previstas acima, a mesma taxa diária produzida pela última Taxa DI conhecida. Caso a Taxa DI venha a ser divulgada antes da realização da AGD, a referida assembléia não será mais realizada, e a Taxa DI, a partir de sua divulgação, passará a ser utilizada para o cálculo dos juros remuneratórios das Debêntures.

No caso de extinção ou impossibilidade legal de aplicação da Taxa DI, será utilizado o parâmetro que vier a substituí-lo, devendo o Agente Fiduciário, no prazo máximo de 05 (cinco) dias a contar da substituição, convocar AGD, a ser realizada no prazo de 15 (quinze) dias da convocação, para ratificar o parâmetro a ser aplicado.

Em caso de substituição da Taxa DI por outro índice equivalente no mercado, o Agente Fiduciário deverá, no prazo máximo de 05 (cinco) dias a contar da extinção ou da impossibilidade legal de aplicação da Taxa DI, convocar AGD, a ser realizada no prazo de 15 (quinze) dias da convocação, para definir, de comum acordo com a Emissora, e observada a Decisão Conjunta BACEN/CVM n.º 13/03 e/ou regulamentação aplicável, o parâmetro a ser aplicado. Até a deliberação desse parâmetro será utilizada, para o cálculo do valor de quaisquer obrigações previstas neste item, a mesma taxa diária produzida pela última Taxa DI conhecida.

Caso não haja acordo sobre a nova remuneração entre a Emissora e os Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no prazo de 15 (quinze) dias corridos contados a partir da data da realização da respectiva AGD, qual a alternativa escolhida:

(a) a Emissora deverá resgatar a totalidade das Debêntures em circulação, com seu conseqüente cancelamento, no prazo de 45 (quarenta e cinco) dias corridos contados da data da realização da respectiva AGD ou na Data de Vencimento, o que ocorrer primeiro, pelo Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração das Debêntures devida até a data do efetivo resgate, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração, conforme o caso. A Taxa DI a ser utilizada para cálculo da Remuneração das Debêntures nesta situação será a última Taxa DI disponível, conforme o caso; ou

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(b) a Emissora deverá resgatar a totalidade das Debêntures em circulação, com seu conseqüente cancelamento, em cronograma a ser estipulado pela Emissora, o qual não excederá a Data de Vencimento. Nessa alternativa, caso a Emissora pretenda realizar o resgate das Debêntures em mais de uma data, o resgate deverá ser realizado mediante sorteio, nos termos do parágrafo 1º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. Durante o cronograma estipulado pela Emissora para resgate das Debêntures e até o resgate integral das Debêntures será utilizado o parâmetro de remuneração a ser definido em AGD, por Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, apresentada à Emissora na AGD a que se refere este item.

O resgate aqui definido seguirá os procedimentos adotados pela CBLC e/ou CETIP ou por meio do banco mandatário das Debêntures para os Debenturistas que não estejam com suas debêntures depositadas em custódia vinculada ao BovespaFix e/ou ao SND.

Prorrogação dos Prazos

Considerar-se-ão automaticamente prorrogados os prazos para pagamento de qualquer obrigação prevista ou decorrente da presente Escritura, inclusive pelos Debenturistas, no que se refere ao pagamento do preço de subscrição, até o primeiro dia útil subseqüente, sem acréscimo de juros ou de qualquer outro encargo moratório aos valores a serem pagos, quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo ou dia em que não houver expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, ressalvados os casos cujos pagamentos devam ser realizados pela CETIP ou pela CBLC, hipóteses em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo. Multa e Encargos Moratórios

Sem prejuízo do disposto no item “Vencimento Antecipado” a seguir, ocorrendo atraso imputável à Emissora no pagamento de qualquer quantia devida aos Debenturistas, o valor em atraso continuará a ser remunerado nos termos da Remuneração aplicável e, além disso, ficará sujeito a multa moratória de 2% (dois por cento) e juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, ambos calculados sobre os valores em atraso desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, além das despesas incorridas para a cobrança, desde que devidamente comprovadas.

Decadência dos Direitos aos Acréscimos

Sem prejuízo do disposto no item precedente, o não-comparecimento do Debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer das obrigações pecuniárias da Emissora nas datas previstas na Escritura, ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de nenhum rendimento, acréscimo ou encargo moratório no período correspondente à data em que os recursos foram colocados à disposição para pagamento e a data efetiva de comparecimento do Debenturista para recebimento desses recursos, sendo-lhe, todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento.

Imunidade Tributária

Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar à Emissora e ao Banco Mandatário e Escriturador, no prazo de, no mínimo, 10 (dez) dias úteis antes da data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária, sendo certo que caso o Debenturista não envie a referida documentação à Emissora, esta fará as retenções de tributos conforme previsto em Lei.

Resgate Antecipado

Observado o disposto no item “Remuneração” acima, bem como no item “Vencimento Antecipado”abaixo, não haverá resgate antecipado das Debêntures.

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Vencimento Antecipado

Observado o disposto nos itens a seguir e o prazo de carência do item “a” abaixo em relação ao evento nele previsto, o Agente Fiduciário declarará antecipadamente e automaticamente vencidas todas as obrigações da Emissora constantes da Escritura e exigirá dela o imediato pagamento do saldo do Valor Nominal Unitário não amortizado, acrescido da Remuneração devida até a data do efetivo pagamento, calculada pro rata temporis, encargos moratórios, se houver, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, independentemente de aviso ou notificação, na ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses (“Hipóteses de Vencimento Antecipado Automático”):

(a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura, não sanada em 02 (dois) dias úteis contados da data do inadimplemento;

(b) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela Emissora no prazo legal;

(c) pedido de auto-falência formulado pela Emissora;

(d) liquidação, dissolução ou decretação de falência da Emissora ou de sua controladora direta;

(e) se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial, independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente;

(f) perda da concessão para distribuição de energia elétrica; e/ou

(g) transformação da Emissora em sociedade limitada.

O Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 15 (quinze) dias úteis da data em que tomar conhecimento da ocorrência de qualquer dos eventos listados a seguir, observados os respectivos prazos de carência previstos abaixo, AGD para deliberar sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, a ser realizada observado o quorum especifico estabelecido a seguir, na ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses (“Vencimento Antecipado por meio de AGD”):

(a) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação prevista na Escritura, exceto as previstas nas alíneas “a” e “g” do item acima, não sanada em 30 (trinta) dias contados da data do inadimplemento;

(b) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a que esteja sujeita a Emissora, no mercado local ou internacional em valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$ 40.000.000,00 (quarenta milhões de reais), que possa, de forma comprovada, prejudicar o fiel cumprimento das obrigações da Companhia no respectivo contrato;

(c) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário da Emissora, conforme definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for para outra empresa do mesmo grupo econômico da Emissora; ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de Debenturistas titulares de Debêntures que representem 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, ou (iii) nas hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o direito previsto no parágrafo 1º do artigo 231 da Lei 6.404/76;

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(d) descumprimento pela Emissora da manutenção dos índices financeiros nos limites a seguir estabelecidos nas datas das suas respectivas apurações, com relação às datas-base de 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano:

(i) relação Dívida Bruta/EBITDA Ajustado, não superior a 3,5; e

(ii) relação (EBITDA Ajustado no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.

Para fins do presente item (e) “Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES; “EBITDA Ajustado” é o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização; e “Caixa” significa disponibilidades acrescidas das aplicações financeiras.

Os índices financeiros estabelecidos acima serão apurados semestralmente, sendo que para apuração do índice mencionado no item (a) acima será utilizado o EBITDA Ajustado referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração e para apuração do índice mencionado no item (b) acima, o EBITDA Ajustado e as demais informações financeiras utilizadas na equação serão referentes ao período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data da apuração.

(e) protestos de títulos contra a Emissora, cujo valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$ 40.000.000,00 (quarenta milhões de reais), exceto se (i) o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de terceiros, desde que validamente comprovado pela Emissora, (ii) o protesto for cancelado, em qualquer hipótese, ou (iii) se tiver sido apresentada garantia em juízo, aceita pelo Poder Judiciário;

(f) alienação de controle acionário direto da EDP – Energias do Brasil S.A. (“EnBr”) que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) corporativo da Emissora, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EnBr e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EnBr com direito a voto da EnBr, ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de Debenturistas titulares de Debêntures que representem 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação.

Exclusivamente com relação ao item (a) acima, fica entendido que o Agente Fiduciário somente poderá convocar a AGD para deliberar sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, após o decurso do período de cura nela previsto.

Após a realização da AGD mencionada no item acima, o Agente Fiduciário declarará antecipadamente vencidas todas as obrigações da Emissora constantes da Escritura e exigirá dela o imediato pagamento do saldo do Valor Nominal Unitário não amortizado das Debêntures, acrescido da Remuneração devida até a data do efetivo pagamento, calculada pro rata temporis, dos Encargos Moratórios, se houver, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura, a menos que titulares das Debêntures representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, optem por não declarar o vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Debêntures.

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As Debêntures resgatadas em decorrência das hipóteses de Vencimento Antecipado Automático ou Vencimento Antecipado por AGD serão canceladas

Local de Pagamento

Os pagamentos a que fizerem jus os Debenturistas, bem como aqueles relativos a quaisquer outros valores devidos nos mesmos termos da Escritura, serão efetuados no mesmo dia de seu vencimento utilizando-se os procedimentos adotados pelo CBLC e/ou CETIP ou por meio do banco mandatário das Debêntures para os Debenturistas que não estejam com suas Debêntures depositadas em custódia vinculada ao BovespaFix e/ou ao SND.

Assembléia de Debenturistas

Os titulares das Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em Assembléia Geral de Debenturistas, a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas.

A Assembléia Geral de Debenturistas pode ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas que representem 10% (dez por cento), no mínimo, das Debêntures em circulação, ou pela CVM.

A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de Debenturistas titulares de Debêntures da presente Emissão, que representem a metade, no mínimo, das Debêntures em circulação, e, em segunda convocação, com qualquer quorum.

Para os fins de apuração do quorum de instalação e/ou deliberação em qualquer Assembléia Geral de Debenturistas, serão excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria pela Emissora, ou que sejam de titularidade, direta ou indireta, de sociedades sob controle comum da Emissora, sejam elas coligadas, controladas ou controladoras, diretas ou indiretas, ou de pessoas físicas que sejam controladoras bem como dos administradores de referidas sociedades, incluindo, mas não se limitando, pessoas direta ou indiretamente relacionadas a quaisquer das pessoas anteriormente mencionadas, bem como as Debêntures de titularidade de Diretores, Conselheiros e seus parentes até segundo grau.

A presidência da Assembléia Geral de Debenturistas caberá ao Debenturista eleito pelos titulares das Debêntures, ou àquele designado pela CVM.

Nas deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas, a cada Debênture caberá um voto, sendo admitida a sua representação por procurador Debenturista ou não. As deliberações das Assembléias Gerais de Debenturistas serão tomadas da seguinte forma: (i) alterações na remuneração e/ou prazos de vencimento, excetuando-se as alterações na remuneração e/ou amortização decorrentes do disposto no item 4.2.4.9 da Escritura de Emissão, repactuação ou amortização das Debêntures, bem como nas hipóteses de vencimento antecipado automático previstos no item 5.1 da Escritura de Emissão e/ou dispositivos sobre quorum previstos na Escritura de Emissão dependerão da aprovação de Debenturistas representando 90% (noventa por cento) das Debêntures em circulação, (ii) alterações das cláusulas de vencimento antecipado não automático previstas no item 5.2 da Escritura de Emissão, alterações na forma das Debêntures, na periodicidade de pagamento de juros remuneratórios das Debêntures, resgate, encargos moratórios e espécie das Debêntures dependerão da aprovação de Debenturistas representando 2/3 (dois terços) das Debêntures em circulação, e (iii) alterações nas demais características e condições das Debêntures e da Emissão deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem, no mínimo, a maioria simples das Debêntures em circulação.

Cronograma das Etapas da Oferta

A divulgação da Oferta ocorreu por meio da publicação de Aviso ao Mercado no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, em 06 de junho de 2007, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM nº 400/03.

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A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:

Evento Datas indicativas* Protocolo do pedido de registro na CVM 11/05/07 Reunião do Conselho de Administração aprovando a Emissão das Debêntures e a Oferta 29/05/07 Publicação do aviso ao mercado Disponibilização do Prospecto Preliminar 06/06/07 Início das apresentações para potenciais investidores 13/06/07 Encerramento das apresentações para potenciais investidores 25/06/07 Procedimento de Bookbuilding 26/06/07 Reunião do Conselho de Administração ratificando a taxa de remuneração das Debêntures auferida no Procedimento de Bookbuilding 26/06/07 Registro da Emissão na CVM 06/07/07 Publicação do anúncio de início e divulgação do resultado do Procedimento de Bookbuilding 09/07/07 Liquidação da Oferta 10/07/07 Publicação do anúncio de encerramento da Oferta 11/07/07

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

O Prazo para o exercício da garantia firme será de 5 dias, contado a partir da publicação do anúncio de início.

A partir da data de publicação do anúncio de início e enquanto não tiver sido publicado o anúncio de encerramento, o que deve ocorrer no prazo máximo de 6 (seis) meses contados da publicação do anúncio de início, os investidores poderão aceitar a Oferta das Debêntures e subscrevê-las por meio dos procedimentos do SDT.

Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já tiverem aderido à Oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua aceitação da Oferta no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação da Instituição Líder. A manutenção da aceitação da Oferta será presumida em caso de silêncio.

Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação ou (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente restituídos aos respectivos investidores no prazo de 10 (dez) dias úteis contados do recebimento da comunicação da Instituição Líder nesse sentido, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos.

Data de Início e Término da Oferta

A presente Emissão somente terá início após (a) a obtenção do registro da Emissão na CVM; (b) a publicação do anúncio de início, que deverá ocorrer imediatamente após a data da concessão do referido registro pela CVM; e (c) a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores. A colocação das Debêntures deverá ser efetuada no período máximo de 6 (seis) meses a contar da data de publicação do anúncio de início, durante o qual os interessados poderão subscrever Debêntures utilizando-se dos procedimentos do SDT, e operacionalizado pela CETIP. Findo o período de distribuição, deverá ser publicado anúncio de encerramento na forma mencionada abaixo.

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Comunicações

Todos os anúncios, avisos, atos e decisões decorrentes desta Emissão que, de qualquer forma, envolvam os interesses dos Debenturistas, serão publicados no Diário Oficial do Estado do Espírito Santo e no jornal “Valor Econômico”, edição nacional, e por meio da página na rede mundial de computadores da Emissora (http://www.escelsa.com.br). A Emissora deverá comunicar antecipadamente o Agente Fiduciário de qualquer publicação.

Condições e Forma de Pagamento

As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.

Registro para Distribuição e Negociação das Debêntures

As Debêntures serão registradas para distribuição no mercado primário (i) através do SDT - Sistema de Distribuição de Títulos (“SDT”), administrado pela CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”), com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA - Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro (“ANDIMA”), sendo as debêntures liquidadas e custodiadas na CETIP, e (ii) através do Sistema BovespaFix (“BovespaFix”), administrado pela Bovespa - Bolsa de Valores de São Paulo (“Bovespa”), sendo as debêntures liquidadas e custodiadas na CBLC - Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (“CBLC”).

As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário (i) através do SND - Sistema Nacional de Debêntures (“SND”), administrado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo as Debêntures liquidadas e custodiadas na CETIP, e (ii) através do Sistema BovespaFix, administrado pela Bovespa, sendo as debêntures liquidadas e custodiadas na CBLC.

Público Alvo

O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, qualificados ou não, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país.

Inadequação do Investimento

A presente Emissão não se destina a investidores que não estejam capacitados a compreender e assumir os seus riscos. O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa concessionária de serviço público de energia elétrica ou da volatilidade do mercado. O potencial investidor deve ler todo o conteúdo deste Prospecto para fazer sua avaliação do investimento nas Debêntures da Emissora, em especial o capítulo referente a Fatores de Risco.

Classificação de Risco

A Emissora contratou a Moody´s América Latina Ltda. para a elaboração de relatórios de classificação de risco para esta Emissão. A súmula de classificação do risco encontra-se anexa a este Prospecto.

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O CONTRATO DE DISTRIBUIÇÃO DE DEBÊNTURES

Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, da Lei das Sociedades por Ações e da Instrução CVM n.º 400/03, foi celebrado o Contrato de Distribuição de Debêntures, por meio do qual a Emissora contratou as Instituições Intermediárias para serem as responsáveis pela colocação das Debêntures junto ao público.

Regime de Colocação

A Oferta será realizada na forma e condições seguintes:

(i) a colocação das Debêntures será pública e em regime de garantia firme no montante de R$250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) e em regime de melhores esforços para as Debêntures do Lote Suplementar e da Quantidade Adicional, mediante intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários;

(ii) a colocação pública das Debêntures somente terá início após a concessão do registro da Emissão das Debêntures pela CVM, a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores e a publicação do Anúncio de Início;

(iii) o prazo máximo para colocação pública das Debêntures será de 06 (seis) meses, a contar da data da publicação do Anúncio de Início (o “Prazo de Distribuição”), sendo que o prazo da garantia firme outorgada pelos Coordenadores será de até 05 (cinco) dias úteis a contar da data da publicação do Anúncio de Início (“Prazo de Garantia Firme”);

(iv) não haverá preferência para subscrição das Debêntures pelos atuais acionistas da Emissora;

(v) não será constituído fundo de sustentação de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez para as Debêntures; e

(vi) não será firmado contrato de estabilização de preço das Debêntures.

Observadas as disposições da regulamentação aplicável, os Coordenadores deverão realizar a distribuição pública das Debêntures conforme plano de distribuição adotado em consonância com o disposto no §3º do artigo 33 da Instrução CVM 400, de forma a assegurar: (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos respectivos clientes dos Coordenadores, considerando que as Debêntures da Emissão não são adequadas a investidores que: (a) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de baixa liquidez das Debêntures no mercado secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa; e (iii) que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente o exemplar do Prospecto Definitivo para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas designadas pelos Coordenadores. O plano de distribuição será fixado nos seguintes termos:

(i) após o protocolo do pedido de registro da Oferta na CVM, mas anteriormente ao registro da distribuição das Debêntures, serão realizadas apresentações para potenciais investidores (os “Road Shows”), conforme determinado pelos Coordenadores de comum acordo com a Emissora, durante os quais serão distribuídas versões do Prospecto Preliminar;

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(ii) após a realização dos Road Shows, e conforme determinado pelos Coordenadores de comum acordo com a Emissora, os Coordenadores darão início ao Processo de Bookbuilding, respeitados os procedimentos previstos no Anexo I do Contrato de Colocação;

(iii) encerrado o Processo de Bookbuilding, os Coordenadores consolidarão as propostas dos investidores para subscrição das Debêntures;

(iv) após a obtenção do registro da Oferta na CVM, será publicado o respectivo Anúncio de Início de Distribuição; e

(v) não existirão lotes máximos ou mínimos de subscrição das Debêntures.

O público alvo da presente Oferta é composto por investidores pessoas físicas e jurídicas, qualificados ou não, fundos de investimentos, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no país.

Observadas as condições previstas no Contrato, os Coordenadores realizarão a distribuição pública da totalidade das Debêntures, cuja colocação será efetuada sob o regime de garantia firme para as 25.000 (vinte e cinco mil) Debêntures objeto da Emissão, sem solidariedade entre os Coordenadores para esse fim, respondendo cada qual exclusivamente pela parcela indicada a seguir.

A garantia firme, aqui descrita, é outorgada pelos Coordenadores, de forma não solidária, correspondendo apenas à obrigação de disponibilizar o montante máximo total de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) à Emissora, conforme a seguir, não havendo tal garantia firme para eventual opção de Lote Suplementar ou Quantidade Adicional de Debêntures:

Se, ao final do Prazo de Garantia Firme, as Debêntures objeto da garantia firme de subscrição não tiverem sido totalmente colocadas, os Coordenadores deverão subscrever o saldo remanescente, de forma pro rata, nos termos das respectivas garantias firmes de subscrição por eles prestadas.

No caso de exercício de garantia firme pelos Coordenadores, a subscrição será feita pela taxa de 105,0% (cento e cinco por cento) da Taxa DI, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário, a partir da Data de Emissão.

Coordenador Volume Máximo em Garantia Firme, na Data de Emissão Banco Bradesco BBI R$100.000.000,00 Banco ABN AMRO R$100.000.000,00 Banco Citibank R$50.000.000,00 Total R$250.000.000,00

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De acordo com as condições de mercado e da demanda, pelos investidores, para aquisição das Debêntures, à época da realização da colocação das Debêntures, a Emissão (i) poderá ser aumentada por lote suplementar, a critério dos Coordenadores, equivalente a até 15% (quinze por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM 400 (“Lote Suplementar”); e (ii) poderá ser aumentada, a exclusivo critério da Emissora, em montante que corresponda a, no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos do artigo 14, da Instrução CVM 400 (“Quantidade Adicional”). Sem prejuízo do disposto a seguir, quaisquer Debêntures objeto de Lote Suplementar e/ou Quantidade Adicional serão colocadas observados os procedimentos aplicáveis às demais Debêntures objeto da Emissão, inclusive com a manutenção do Valor Nominal Unitário, da data de Emissão.

Caso os Coordenadores venham a exercer a opção por Lote Suplementar, deverão decidir, em comum acordo com a Emissora, sobre a conveniência da opção pelo Lote Suplementar. As Debêntures objeto do Lote Suplementar serão colocadas sob regime de melhores esforços.

Caso a Emissora decida exercer sua opção de emitir uma Quantidade Adicional de Debêntures, referidas Debêntures objeto da Quantidade Adicional serão colocadas sob o regime de melhores esforços.

Os Coordenadores poderão revender, até a data de publicação do respectivo anúncio de encerramento de distribuição pública das Debêntures (“Anúncio de Encerramento”), as Debêntures adquiridas em virtude do exercício da garantia firme previsto neste item, por preço a ser determinado com base na análise (i) de seu Valor Nominal Unitário atualizado e acrescido da Remuneração, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização das Debêntures; (ii) da taxa de juros praticada pelo mercado à época da efetiva integralização; (iii) do preço de negociação e colocação dos títulos públicos federais que possuam prazos de vencimento semelhantes; e (iv) da percepção de risco de crédito da Emissora. Após a data de publicação do Anúncio de Encerramento de distribuição as Debêntures poderão ser revendidas de acordo com parâmetros de mercado, sem previsão de preço mínimo ou máximo. A revenda das Debêntures, conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.

Caso a Oferta não seja finalizada, por qualquer motivo, os recursos eventualmente depositados por investidores com relação às Debêntures deverão ser devolvidos aos respectivos depositantes, na forma e condições estabelecidas no Prospecto Definitivo, ficando, porém, desde já estabelecido que esses recursos serão devolvidos aos investidores sem adição de juros ou correção monetária e deduzida a quantia relativa à Contribuição Provisória sobre Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de Natureza Financeira - CPMF. O aqui disposto também se aplica, se for o caso, aos investidores que condicionarem sua adesão à presente Oferta, quando da assinatura dos respectivos boletins de subscrição, caso a condição estipulada não seja satisfeita quando do encerramento da Oferta.

Para todos os fins da Instrução CVM 400, o Banco Bradesco BBI S.A. atuará como Coordenador Líder da Oferta.

Relações da Emissora com as Instituições Intermediárias

Em 16 de maio de 2007 a Companhia celebrou com o Banco Bradesco BBI, o Banco Bradesco, o Banco ABN Amro e o Banco Citibank, convênio de abertura de linhas de crédito pelo Banco Bradesco, Banco ABN Amro e o Banco Citibank, no montante de R$250 milhões para aquisição de Cédulas de Crédito Bancário (as “CCB”) de emissão da Companhia, com prazo, taxa de juros e demais condições financeiras semelhantes às da Oferta (o “Convênio”). A aquisição das CCB pelos bancos somente ocorrerá em caso de não-emissão das Debêntures, estando o desembolso dos montantes relativos às CCB condicionada à apresentação pela Companhia de pedido de cancelamento do pedido do registro da Oferta, devidamente protocolado perante a CVM.

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Banco Bradesco BBI

Além da relação decorrente da Oferta, o Banco Bradesco BBI não possui qualquer relacionamento com a Companhia. Não obstante esta relação, a Companhia poderá no futuro, contratar o Bradesco BBI de acordo com as práticas usuais do mercado financeiro para assessorá-los, inclusive, na realização de investimentos, na colocação de valores mobiliários ou em quaisquer outras operações pelos quais poderá receber comissões.

O Bradesco BBI é uma instituição financeira controlada pelo Banco Bradesco mantendo este último diversas operações de crédito com a Companhia, incluindo repasse do BNDES, capital de giro, limite de crédito para o financiamento do estoque (Compror), conta garantida e outros serviços relacionados a arrecadação e a pagamento à fornecedores.

Atualmente a Companhia não detém operações de crédito vigentes com o Banco Bradesco.

Banco Citibank

A Companhia celebrou com o Banco Citibank, em 11 de outubro de 2006 e 14 de novembro de 2006, contratos de swap CDI USV CTP nos montantes nocionais de R$ 29,7 milhões e R$ 31,8 milhões respectivamente. Ambas as operações referem-se ao hedge de parte dos Senior Notes e têm data de vencimento em 13 de julho de 2007.

Banco ABN AMRO

A Companhia mantém relacionamento com o Banco ABN AMRO por meio da prestação de serviços bancários em geral, tais como: linhas de curto prazo, operações de derivativos, cobrança, e pagamento de fornecedores, entre outros.

A Companhia celebrou com o BNDES, por meio do Banco Sudameris, instituição financeira controlada pelo ABN AMRO, um empréstimo no valor de R$ 21,6 milhões e vencimento em 15 de outubro de 2010. O saldo devedor, em 31 de março de 2007 era de R$ 4,6 milhões.

Demonstrativo do Custo da Distribuição

Segue abaixo tabela com o custo máximo da distribuição das Debêntures:

CUSTOSMONTANTE(EM R$)

% EM RELAÇÃO AO VALOR TOTAL DA EMISSÃO

Comissão de Estruturação e Coordenação 250.000,00 0,10 Comissão de Colocação* 250.000,00 0,10 Comissão de Garantia Firme 300.000,00 0,12 Taxa de registro 82.870,00 0,03 Total 882.870,00 0,35

(*) Calculada sobre o preço de subscrição das Debêntures efetivamente colocadas

Custo Unitário de Distribuição

A tabela a seguir apresenta o custo unitário de distribuição das Debêntures objeto desta Emissão:

N.º DE DEBÊNTURES

CUSTO DO LANÇAMENTO (R$)

CUSTO POR DEBÊNTURE (R$)

% EM RELAÇÃO AO PREÇO UNITÁRIO DE DISTRIBUIÇÃO

25.000 882.870,00 35,31 0,35

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RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO

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

medidas do governo brasileiro; condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil; a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina; término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente; medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica; inflação, valorização ou desvalorização do Real; capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e implementar planos de investimentos em manutenção; resultado de pendências judiciais; nível de endividamento da Emissora; flutuações das taxas de juros; e concorrência.

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

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FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures a serem ofertadas, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos nesta seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente ocorra, os negócios, a situação financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados de forma adversa. Os fatores de risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora.

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica do Governo Federal.

Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.

Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista.

Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora.

A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia, instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora.

A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a economia brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora.

O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada.

A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.

Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 8,5%, 5,5%, 4,5% e 4,5% como metas para a variação do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004, 2005 e 2006 respectivamente, com intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos anos de 2002, 2003 e 2004 entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em 2002, 9,30%, em 2003, e 7,6%, em 2004. Em 2005 e 2006, o IPCA foi de 5,7% e 3,1%, tendo sido cumprida a meta. Para 2007, a meta de inflação foi fixada em 4,5%. Não existem garantias de que esta meta será alcançada.

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A inflação medida pelo IGPM foi de 25,3%, 8,7%, 12,4%, 1,2% e 3,8 em 2002, 2003, 2004, 2005 e 2006 respectivamente.

Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado de suas operações poderão ser afetados negativamente.

Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio

A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, o Governo Federal implementou diversos planos econômicos e fez uso de diferentes políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, pequenas desvalorizações periódicas (durante as quais a freqüência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de câmbio flutuante, controles cambiais e dois mercados de câmbio. As desvalorizações cambiais em períodos de tempo mais recentes resultaram em flutuações significativas nas taxas de câmbio do Real frente ao Dólar em outras moedas. Em 31 de dezembro de 2006, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar era de R$ 2,14 por US$ 1,00, o que representa uma valorização do Real de 9,5% desde 31 de dezembro de 2005. Em 31 de março de 2007, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$ 2,05 por US$ 1,00. Não é possível assegurar que a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar irá permanecer nos níveis atuais. Em 31 de março de 2007, a dívida atrelada ao Dólar representava 30,0% do saldo total da dívida, sendo que 52,1% está no curto prazo e 47,9% no longo prazo. Toda a dívida em moeda estrangeira tem uma proteção financeira que troca a variação cambial e juros em Reais indexado ao CDI. Assim, para estas dívidas, num cenário de desvalorização do Real frente ao Dólar, não se pode assegurar que os resultados financeiros da Companhia ficarão imunes à variação monetária observada.

Em 31 de março, 17,7% da energia fornecida pela Escelsa foi adquirida de Itaipu. A desvalorização do Real frente ao Dólar aumenta os custos de compra de energia elétrica da usina de Itaipu, visto que suas tarifas são reajustadas com base nos custos em Dólar.

Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros.

O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo dos anos de 2004, 2005 e 2006, a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política Monetária, sendo que, em 31 de março de 2007, a taxa básica de juros foi fixada em 12,75% ao ano.

A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode inibir o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia, e também porque suas atividades exigem intensos investimentos de capital. Tais investimentos são, em sua maioria, financiados com recursos de terceiros e remunerados a taxas de juros pós-fixadas. Em 31 de março de 2007, a Escelsa possuía um endividamento não atrelado à variação cambial de R$ 338.833 mil, indexado ao CDI, TJLP, dentre outros índices. Caso haja uma elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas financeiras da Emissora também aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora.

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A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos considerados emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora.

A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas condições econômicas de outros países. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de moeda estrangeira investida no País.

Não há como garantir que futuros acontecimentos em outros países, principalmente os emergentes, não afetarão a oferta de crédito às companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a oferta de crédito para a Emissora, podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados.

O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar aumento da carga tributária para as empresas brasileiras.

O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar adversamente os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem alterações significativas nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica.

Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica

A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os efeitos do Novo Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia, ainda são incertos.

O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa.

Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações Diretas de Inconstitucionalidade (“ADINs”).

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Em 20 de outubro de 2006, o Plenário do Supremo Tribunal Federal, por maioria, indeferiu os pedidos liminares que buscavam suspender os efeitos da Medida Provisória – posteriormente convertida na Lei nº 10.848/2004 (Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico) – afastando, por ora, a tese de que ela não poderia alterar artigos constitucionais que versam sobre o assunto.

Durante o julgamento, foi suscitada questão de ordem, para que não apenas fossem apreciados os pedidos liminares, mas, também, que o mérito também já fosse julgado. O Plenário, entretanto, rejeitou o pedido de questão de ordem e postergou o julgamento do mérito das ações, de declarar ou não a inconstitucionalidade do artigo 1º ao 21 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Até a data deste Prospecto, não houve decisão quanto ao mérito das ADINs acima referidas e não é possível prever os potencias efeitos adversos de uma decisão desfavorável que determine a inconstitucionalidade do Novo Modelo do Setor Elétrico na situação econômica da Emissora.

As tarifas que a Emissora cobra pela venda de energia a consumidores cativos são determinadas de acordo com o Contrato de Concessão firmado com o Governo Federal, por meio da ANEEL. A receita operacional da Emissora pode ser afetada adversamente se a ANEEL tomar decisões desfavoráveis quanto às tarifas praticadas pela Emissora.

Como concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, a Emissora está sujeita a um ambiente altamente regulado. Além disso, a ANEEL é autorizada a regular e fiscalizar diversos aspectos dos negócios da Emissora, inclusive determinar que as tarifas cobradas pela Companhia sejam reduzidas e os investimentos sejam incrementados.

O Contrato de Concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de fixação de tarifa, que permite três tipos de ajuste tarifário: (1) o reajuste anual, (2) a revisão periódica e (3) a revisão extraordinária. A Emissora tem o direito a um reajuste anual, que é concebido para compensar certos efeitos da inflação sobre as tarifas e para repassar aos consumidores certos encargos de sua estrutura de custos não gerenciáveis pela Emissora, como o custo de aquisição de energia e encargos setoriais, incluindo encargos pelo uso de instalações de transmissão e distribuição. Além disso, a ANEEL conduz uma revisão periódica a cada três anos para identificar variações nos custos da Emissora e definir um índice baseado na sua eficiência operacional que será aplicado sobre o índice dos reajustes anuais da Emissora, e cujo efeito é premiar a boa administração dos seus custos e compartilhar quaisquer ganhos com os consumidores da Emissora. A Emissora também tem o direito de requerer uma revisão extraordinária das suas tarifas se custos imprevisíveis vierem a alterar significativamente sua estrutura de custos.

A Emissora não pode assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que lhe sejam favoráveis. Além disso, se quaisquer desses reajustes não forem concedidos pela ANEEL no prazo apropriado ou a Emissora seja obrigada pela ANEEL a efetuar gastos adicionais imprevistos, sem previsão de subsídios e sem a respectiva contrapartida tarifária, de forma a viabilizar o repasse integral do valor de tais despesas adicionais para a tarifa, ou, ainda, sejam estabelecidas normas ainda mais rígidas ou que gerem incertezas, a condição financeira e os resultados das operações da Emissora podem ser adversamente afetados.

As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o que pode afetar adversamente a receita da Emissora.

As revisões e reajustes tarifários da Escelsa estão sujeitos à aprovação da ANEEL, bem como aos limites estabelecidos no Contrato de Concessão e na legislação brasileira. As decisões da ANEEL acerca das tarifas da Emissora podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Emissora, dada a natureza de serviço público da atividade de distribuição de energia elétrica. Neste sentido, eventuais questionamentos de aumentos tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar a capacidade financeira da Emissora.

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O governo criou um programa de “universalização” que requer que as distribuidoras de energia forneçam serviços de eletricidade a determinados consumidores e incorram despesas operacionais e de capital que podem não ser vantajosos para a Companhia.

Em 2002, o governo deu início à implementação de um programa de “universalização” com o objetivo de fornecer eletricidade a consumidores de baixo consumo. De acordo com o programa, as empresas de distribuição de energia devem arcar com os custos iniciais de eletricidade para clientes cuja potência declarada dos equipamentos elétricos não ultrapasse 50 kW.

Além disso, em 2003, foi criado o Programa Luz para Todos alocando recursos dos fundos setoriais (CDE e RGR) e dos Estados para financiar a universalização nas áreas rurais. Neste sentido, o Termo de Compromisso celebrado entre o Ministério das Minas e Energia, a Escelsa e o Estado do Espírito Santo, com a interveniência da ANEEL e da Eletrobrás, determina que as parcelas de participação financeira dos agentes sejam de 75% da Eletrobrás (10% de CDE, a título de subvenção econômica e 65% de financiamento da RGR), 15% de capital próprio da empresa e 10% de participação do Governo do Estado do Espírito Santo, também como subvenção. Não existem garantias de que esses agentes cumprirão com as parcelas de investimentos que foram definidas no Termo de Compromisso.

Se a Companhia não cumprir o objetivo determinado no programa, a Companhia poderá ser penalizada nos reajustes tarifários até que cumprir tais metas. Devido as suas características geográficas e sócio-econômicas, este programa pode exigir despesas operacionais e dispêndios de capital significativos da Escelsa. O Estado do Espírito Santo tem um grande número de consumidores que se enquadram nos quesitos exigidos por este programa. Além disso, o governo pode impor à Companhia ônus adicionais no futuro no âmbito do programa de universalização ou outros programas, os quais podem aumentar significativamente os dispêndios de capital e custos operacionais da Companhia e afetar negativamente a sua situação financeira e os seus resultados operacionais. Em 2005 a Escelsa concluiu, com dois meses de antecedência, a 1ª etapa do programa, que teve seu início em 2004, com investimentos totais de R$ 49,0 milhões. Em novembro de 2005, a Escelsa deu início à 2ª etapa do programa com prazo previsto para final de 2006, com investimentos previstos de R$ 77,4 milhões, dos quais R$ 13,3 milhões foram realizados em 2005 e R$ 15,8 milhões realizados no ano de 2006. A 3ª etapa será iniciada em julho de 2007, com previsão de investimentos de R$ 46,0 milhões e prazo previsto para término no ano de 2008.

Períodos de escassez de energia elétrica podem afetar o custo da energia elétrica e os preços que a Emissora pode cobrar dos seus clientes.

Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país.

Em 2001, o Brasil sofreu severa redução de geração de energia elétrica. A crise deveu-se em grande parte à falta de investimento em geração e transmissão de energia e à situação de seca na maior parte do país, que fizeram com que os níveis de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas ficassem com menos de um terço da sua capacidade.

A fim de evitar a possibilidade de blecautes, em 2001 o Governo Federal baixou medidas destinadas à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil em 20% em média e instituiu sobretaxas para os que não atingissem suas quotas de redução e recompensas para os que o fizessem. O governo brasileiro também determinou que as empresas de distribuição de energia localizadas nas regiões afetadas do país restringissem o fornecimento de energia a seus consumidores. As restrições perduraram até 28 de fevereiro de 2002.

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No futuro, o governo brasileiro pode adotar novas medidas para reduzir o consumo de energia se a capacidade de geração no Brasil não aumentar para suprir o crescimento da demanda. Tais medidas, se adotadas, incluindo redução do consumo de energia elétrica dos clientes da Emissora, podem ter efeito adverso relevante sobre as condições financeiras e os resultados de operações da Emissora. Além disso, a escassez de energia elétrica pode provocar volatilidade de preços se o processo de estocagem de água não for suficientemente adequado à demanda, ou caso os investimentos em geração não acompanharem adequadamente o potencial crescimento de demanda, o que também pode afetar negativamente os resultados da Emissora.

Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de distribuição da Companhia podem afetar adversamente os seus resultados operacionais.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia corre o risco de ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das suas compras de energia se errar na previsão da sua demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades de energia previstas para as suas áreas de concessão nos cinco anos seguintes, podendo ajustar sua previsão inicial. Sempre que as projeções iniciais ficarem aquém da demanda do mercado, e após leilões de ajuste e do mecanismo de compensação de sobras e déficits entre as distribuidoras, a Emissora poderá ser obrigada a cobrir a diferença contratando energia no mercado de curto prazo. A Companhia pode errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que necessita, podendo pagar preços significativamente mais altos no mercado de curto prazo para satisfazer suas obrigações de distribuição de energia elétrica e sofrer certas penalidades impostas pela ANEEL, além de poder ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das suas compras. A Companhia não pode garantir que a sua previsão de demanda de eletricidade será correta.

O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode afetar a competência da ANEEL.

Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.

Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL, passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada – a ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Escelsa.

Ingerência do Tribunal de Contas da União Federal nos procedimentos adotados pela ANEEL poderão causar insegurança jurídica aos administrados.

O Tribunal de Contas da União (“TCU”) acompanhou e fiscalizou o procedimento de revisão tarifária de algumas empresas do setor elétrico, conduzido pela ANEEL no ano de 2003, e proferiu acórdãos nos processos referentes às empresas Eletropaulo Metropolitana – Eletricidade de São Paulo S.A., Light Serviços de Eletricidade S.A. e Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, nos quais elaborou diversas considerações, críticas e determinações à ANEEL, referentes à metodologia da revisão.

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O TCU encaminhou à ANEEL solicitação para revisão da metodologia de cálculo da revisão tarifária periódica das empresas do setor elétrico, por entender que ela considera o benefício fiscal do juro sobre o capital próprio na formação da tarifa, e que, dessa forma, o índice de revisão tarifária concedido deveria ter sido menor.

A ANEEL contratou os serviços da Fundação Universitária Brasília para avaliar a metodologia, no intuito de questionar a posição do TCU. Nesse mesmo sentido, a ABRADEE apresentou memoriais ao MME, alegando, em síntese, que o TCU, órgão integrante do Poder Legislativo Federal, não tem competência para fiscalizar a ação da ANEEL neste âmbito específico, tampouco para emitir comandos ou juízos críticos relativos à metodologia adotada.

Devido a eventual ingerência do TCU na definição da metodologia de revisão tarifária e caso a ANEEL deva se submeter a essas decisões, as empresas de distribuição poderão sofrer impacto financeiro negativo.

Riscos Relacionados às Atividades da Emissora

A extinção do Contrato de Concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do valor integral de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização suficiente para fazer frente aos seus compromissos.

O Contrato de Concessão celebrado entre a Emissora e o Poder Concedente em 17 de julho de 1995 tem prazo de duração de 30 (trinta) anos contados de sua assinatura. Não obstante o Contrato de Concessão, tenha prazo determinado de duração, nos termos da Lei de Concessões, a concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do Contrato de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção em situações descritas nos contratos de concessões. Ocorrendo a extinção da concessão, o então concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob sua gestão no curso do Contrato de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. O Contrato de Concessão prevê que a Emissora tem o direito ao valor dos ativos que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, em caso de extinção antecipada, mas não se pode assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a ANEEL extinguir o Contrato de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da indenização pode ser reduzido a até zero, pela imposição de multas ou outras penalidades.

A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras.

Para mais informações acerca do Contrato de Concessão, veja a seção “Atividades da Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contrato de Concessão” deste Prospecto.

A Companhia pode ser penalizada pela ANEEL pelo não atendimento das obrigações contidas no Contrato de Concessão, o que pode acarretar multas e outras penalidades e, dependendo da gravidade do inadimplemento, a caducidade da concessão.

As atividades de distribuição da Companhia são conduzidas em conformidade com o Contrato de Concessão. O órgão regulador poderá impor penalidades à Companhia caso ela deixe de cumprir com qualquer disposição contida no referido contrato. Dependendo da extensão da gravidade da não conformidade, as penalidades aplicáveis incluem:

advertências; multas por infração, limitadas a 2% da receita da concessionária no exercício social encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração; embargo à construção de novas instalações e equipamentos; restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; suspensão temporária de participação em processos licitatórios tendo por objeto novas concessões; intervenção da ANEEL na administração da concessionária inadimplente; e caducidade da concessão.

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A imposição de penalidades à Companhia pela ANEEL pode afetar de maneira adversa a situação financeira e o resultado operacional da Companhia e até comprometer a continuidade de suas atividades.

Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais.

Uma parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. A legislação estabelece que a Companhia tem o direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas concessões, mas o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Ademais, na hipótese de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa de seus bens e ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações.

O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros podem acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas.

Alguns contratos financeiros da Emissora estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices de endividamento, capitalização e cobertura da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirá todos os índices contratados no futuro, o que poderá gerar o vencimento antecipado de suas dívidas e, igualmente, afetar, de forma substancial e negativa, a condição financeira da Emissora.

A Emissora pode enfrentar crescente concorrência que pode afetar adversamente sua participação de mercado, em virtude da perda de Consumidores Livres e, conseqüentemente, sua receita.

A Emissora detém concessão para distribuir energia elétrica em 70 municípios no Estado do Espírito Santo. Dentro da sua área de concessão, a Emissora não enfrenta competição na distribuição de energia elétrica a clientes residenciais, comerciais e industriais com suprimento em baixa tensão. Em vista da legislação aprovada em 1995, 1998 e 2004, entretanto, outros fornecedores podem oferecer energia elétrica a certos consumidores de grande porte, que atendam às exigências legais para se qualificar como Consumidores Livres. Consumidores Livres são aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em níveis de tensão iguais ou superiores a 69 kV ou, no caso de novos consumidores que entraram no mercado a partir de julho de 1995, aqueles cuja demanda é igual ou superior a 3 MW em qualquer nível de tensão. Os eventuais concorrentes da Emissora podem vir a oferecer a esses consumidores energia elétrica a preços menores do que os cobrados atualmente pela Companhia.

Esses consumidores, principalmente consumidores industriais, operam em diversos segmentos, incluindo a indústria de transformação (indústria química, metalúrgica, de minerais não metálicos, de produtos alimentares, de papel, papelão e celulose, de mobiliário, de bebidas etc.), a indústria de extração de produtos minerais e outras indústrias de transformação. Caso se tornem Consumidores Livres, pagarão pelo uso do sistema de distribuição da Emissora, por meio do pagamento da tarifa de uso de seu sistema de distribuição (“TUSD”), e que representavam 885,8 MWh e 42,1% do seu mercado total em 31 de março de 2007.

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Além disso, a Emissora pode perder consumidores na faixa de demanda entre 500 kW e 3000 kW. Esses consumidores podem optar por obter suprimento de fontes alternativas tais como energia eólica, PCHs e biomassa, com direito a descontos nas tarifas de transmissão e distribuição de pelo menos 50%.

A perda de clientes para outros fornecedores que atendam a Consumidores Livres na área de concessão da Emissora pode afetar adversamente sua participação de mercado.

Não obstante a redução da receita da Emissora com a eventual migração de consumidores para o mercado livre, a Emissora continuará a receber desses consumidores a TUSD, independentemente de quem lhes vendam energia elétrica. O risco de perda desses consumidores para o mercado livre pode também ser agravado caso esses consumidores tornem-se auto-produtores de energia elétrica, com a instalação da fonte de geração dentro de sua área privada, hipótese na qual a Emissora, além de perder a receita decorrente do fornecimento de energia elétrica a esses consumidores, também perderia a receita decorrente da TUSD.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico obrigará a Emissora a mudar a forma como compra a sua energia, o que pode afetar adversamente a sua lucratividade e os seus fluxos de caixa.

Sob a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Emissora somente pode adquirir energia por meio de processo de licitação promovido no ACR da CCEE, sendo vedadas novas compras de energia elétrica diretamente de partes relacionadas, o chamado self dealing.

Assim, as distribuidoras são obrigadas a comprar energia no mercado regulado, podendo, eventualmente, adquiri-la por preço superior ao praticado por suas partes relacionadas ou aos preços dos Contratos Iniciais, que foram extintos em dezembro de 2005, o que poderá afetar negativamente a estrutura de custos das empresas distribuidoras, inclusive a da Emissora.

A Companhia atua num setor sujeito à redução de resultado em decorrência do aumento nos atrasos e inadimplência de seus clientes.

Em 31 de março de 2007, o saldo total das faturas de consumo de energia elétrica vincendas e vencidas e não pagas pelos clientes da Emissora era de aproximadamente R$ 414,1 milhões ou 21,5% em relação à receita operacional bruta dos 12 últimos meses anteriores a tal data, dos quais R$ 22,5 milhões encontravam-se vencidos há mais de 90 dias. Do total dos valores vencidos e não pagos em 31 de março de 2007, 94,2% referiam-se ao setor privado e 5,8% ao setor público.

A Emissora não pode assegurar que conseguirá implementar todas as medidas necessárias à redução do inadimplemento, nem tampouco que tais medidas garantiriam a redução da inadimplência. A manutenção ou aumento dos índices de inadimplência pode afetar o resultado da Emissora.

As obrigações da Companhia relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que a Companhia estima atualmente e, como resultado, pode ser que seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão dos seus empregados.

Em 31 de março de 2007, o montante de contribuição feito pela Escelsa decorrente de seus planos de pensão totalizou R$ 722 mil. Se os pressupostos atuariais que a Companhia adotou mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos seus planos pode aumentar substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e aumentando o nível das contribuições em dinheiro que a Companhia precisa fazer aos planos dos seus empregados, podendo impactar negativamente no resultado da Companhia.

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A Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais que, casodecididos contrariamente à Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira.

Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais decorrentes do exercício regular de suas atividades. Em 31 de março de 2007, de acordo com estimativas da Emissora, o valor total dos processos judiciais não provisionados totalizavam cerca de R$ 129,3 milhões. Caso o valor total dessas provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto adverso relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora.

O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a penalidades.

Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.

Se a Companhia não conseguir controlar as perdas de energia, os seus resultados operacionais e a sua situação financeira poderão ser prejudicados.

A Companhia apresenta dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas acontecem no curso normal da sua distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e comerciais) como porcentagem da energia total distribuída em 2005 e 2006 pela Escelsa representou, respectivamente, 13,3% e 13,1%. No primeiro trimestre de 2007, esse total foi de 12,9%. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em 2001. Como a Companhia não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos nas perdas podem afetar negativamente a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais.

Os seguros que a Companhia mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está sujeita em razão da sua responsabilidade objetiva.

A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços públicos, tem responsabilidade objetiva por danos diretos e indiretos decorrentes da prestação de serviços de distribuição de energia elétrica, tais como interrupções abruptas no suprimento e variações de voltagem. Em linhas gerais isso significa que basta a demonstração do dano, ou seja, independe da comprovação de culpa dos agentes. Além disso, a Companhia pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. A ocorrência de perdas ou demais responsabilidades que não estejam cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro da Companhia poderão acarretar significativos custos adicionais não previstos, impactando negativamente os resultados da Companhia.

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Além disso, de uma forma geral, os seguros da Companhia são contratados de acordo com as políticas adotadas pelo Grupo Energias do Brasil. A Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os próximos anos manterão o mesmo nível de cobertura atual. Assim, na hipótese das políticas de administração de risco adotadas pelo Grupo Energias do Brasil no futuro orientarem a Companhia para contratação de seguros em níveis inferiores aos atuais, é possível que a ocorrência de danos ou prejuízos a serem custeados a partir de tais seguros impacte adversamente o fluxo de caixa e os resultados da Companhia.

Para informações sobre os seguros da Companhia ver Seção “Atividades da Emissora – Seguros” deste Prospecto.

Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos a vários regulamentos ambientais e de saúde que podem se tornar mais rígidos no futuro e resultar em maiores obrigações e maiores investimentos de capital.

As atividades de distribuição estão sujeitas a abrangente legislação federal e estadual e à supervisão pelas agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas coercitivas contra a Companhia por inobservância de seus regulamentos. Tais medidas podem incluir, entre outras, a imposição de multas e revogação de licenças. A Companhia não possui licença de operação emitida ou dispensa formal desta, para 69 substações e 116 linhas de transmissão instalada entre 1957 e 1997, não obstante tais licenças sejam exigíveis desde 1981. Regulamentos ambientais e de saúde mais rigorosos podem forçar a Emissora a destinar investimentos de capital para o seu atendimento e, em conseqüência, alterar a destinação de recursos de investimentos planejados. Tais alterações poderiam ter efeito adverso relevante sobre a condição financeira e sobre os resultados das operações da Emissora.

Além disso, a inobservância, pela Emissora, das leis, regulamentos e termos de ajustamento de conduta ambientais pode acarretar, além da obrigação de reparação de danos que eventualmente sejam causados, a aplicação de sanções de natureza penal e administrativa, podendo também incluir a perda ou restrição de incentivos fiscais e o cancelamento e a suspensão de linhas de financiamento de estabelecimentos oficiais de crédito, bem como a proibição de contratar com o poder público, podendo ter impacto negativo nas receitas da Emissora ou, ainda, inviabilizar a captação de recursos junto ao mercado financeiro.

Sem prejuízo do disposto acima, a inobservância pela Emissora das leis, regulamentos, termos de ajustamento de conduta ou acordos judiciais poderá causar impacto adverso relevante na imagem, na receita e no resultado da Emissora.

Riscos Relacionados à Oferta

As obrigações da Emissora constantes na Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de vencimento antecipado.

Caso ocorra a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão deverão ser declaradas antecipadamente vencidas e deverá ocorrer o imediato pagamento, pela Emissora do saldo do Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis. Neste caso, a Emissora poderá ter dificuldades em obter recursos financeiros suficientes para realizar o pagamento das Debêntures.

Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça.

O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula n.º 176, declarando ser “nula a cláusula contratual que sujeita o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP”. As Debêntures serão remuneradas com referência à taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a validade da estipulação da Taxa DI ser questionada.

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Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez das Debêntures para negociação no mercado secundário.

Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também, características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário.

Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco. Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário.

A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá dificultar a venda das Debêntures.

O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de Debêntures podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no mercado secundário.

As Debêntures são subordinadas

As Debêntures são subordinadas, não contando com garantias ou preferências. Em caso de liquidação da Companhia, os créditos das Debêntures serão realizados apenas sobre os créditos dos acionistas, após o pagamento de todos os demais credores da Emissora.

Informações Acerca do Futuro da Escelsa.

Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Escelsa que refletem as opiniões da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica, envolvem riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Escelsa não assume nenhuma obrigação de atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro.

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DESTINAÇÃO DE RECURSOS

Os recursos a serem captados na distribuição das Debêntures serão destinados integralmente ao pagamento das Senior Notes emitidas pela Escelsa, com juros de 10% ao ano e vencimento em 15 de julho de 2007. Para informações adicionais sobre as Senior Notes ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.

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CAPITALIZAÇÃO

A tabela a seguir exibe o endividamento da Emissora e sua capitalização total no período encerrado em 31 de março de 2007, conforme ajustado para descrever o efeito pro forma da Emissão:

% sobre Pro-Forma % sobre março/07 Capitalização março/07 Capitalização

Dívida de Curto Prazo 381.992 24,7% 131.992 8,5% Dívida de Longo Prazo 87.680 5,7% 87.680 5,7% Debêntures 264.000 17,1% 514000 33,2% Total do Endividamento 733.672 47,4% 733.672 47,4%Patrimônio Líquido 813.757 52,6% 813.757 52,6% Capitalização Total 1.547.429 100,0% 1.547.429 100,0%

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4. SITUAÇÃO FINANCEIRA E INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

Informações Financeiras Selecionadas

Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados

Operacionais da Emissora

Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil

Histórico da Emissora

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas

Atividades da Emissora

Propriedades, Plantas e Equipamentos

Recursos Humanos

Descrição do Capital Social e Dividendos

Práticas de Governança Corporativa

Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural

Administração

Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia

Contingências Judiciais e Administrativas

Operações com Partes Relacionadas

62

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63

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS

O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Emissora, que seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures.

Os quadros a seguir exibem informações financeiras da Emissora. Essas informações originaram-se das demonstrações financeiras da Emissora relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. As demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2005 e 2006 e em 31 de março dos anos de 2006 e 2007, foram auditadas e revisadas pelos Auditores Independentes, respectivamente, e referem-se somente à Companhia, não considerando os dados de suas controladas.

Conforme demonstrado no quadro abaixo, algumas contas das demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2005 foram reclassificadas para compatibilização com os critérios adotados na apresentação das demonstrações financeiras de 2006 e 2007, assim como para facilitar a comparação. As informações ora apresentadas deverão ser analisadas no contexto das demonstrações financeiras da Emissora, que são parte integrante do presente Prospecto.

As reclassificações efetuadas para o exercício de 2004 visando apresentar os saldos na mesma base de comparação dos exercícios de 2005 e 2006 contemplaram as seguintes rubricas:

Saldos das Demonstrações

FinanceirasReclassificação Saldos Reclas.

Ativo Circulante

Disponibilidade 18.012 2.731 20.743

Títulos e valores mobiliários 174.346 (2.731) 171.615

Consumidores e concessionárias 237.555 (21.554) 216.001

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (21.554) 21.554 -

Outros créditos 18.405 12.801 31.206

Devedores diversos 12.801 (12.801) -

Ativo Realizável a Longo Prazo

Outros Créditos 18.410 (8.053) 10.357

Impostos e Contribuições Sociais 9.206 9.206

Custo de captação a amortizar 1.153 (1.153) -

Passivo Circulante

Fornecedores 112.620 (13.463) 99.157

Partes Relacionadas 13.463 13.463

Outras Contas a Pagar 36.522 1.934 38.456

Folha de Pagamento 1.934 (1.934) -

64

As reclassificações efetuadas para o exercício de 2005 visando apresentar os saldos na mesma base de comparação dos exercícios de 2006 e 2004 contemplaram as seguintes rubricas:

Saldos das Demonstrações Financeiras

Reclassificação Saldos Reclas.

Ativo Circulante

Outros créditos 21.653 4.037 25.690

Partes relacionadas 4.317 (4.317) -

Cauções e depósitos - 280 280

Ativo Realizável a Longo Prazo

Partes Relacionadas 5.654 (978) 4.676

Outros Créditos 10.307 978 11.285

Passivo Circulante

Fornecedores 120.099 10.170 130.269

Partes Relacionadas 9.051 (9.051) -

Outras Contas a Pagar 46.227 (20.404) 25.823

Folha de Pagamento 2.803 (2.803) -

Encargos Regulamentares e Setoriais - 27.333 27.333

Taxas Regulamentares 5.245 (5.245) -

Balanço Patrimonial – 31 de dezembro de 2004, 2005 e 2006

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de Var.04/05

Var.05/06

ATIVO (em R$ mil) 2004 (%) 2005 (%) 2006 (%) (%) (%)Ativo Circulante

Disponibilidades 20.743 0,7% 36.254 2,0% 161.810 8,0% 74,8% 346%

Títulos e valores mobiliários 171.615 6,1% 106.644 5,9% - 0,0% -37,9%

-100%

Consumidores e concessionárias 216.001 7,7% 273.702 15,2% 277.434 13,8% 26,7% 1%Impostos e contribuições sociais 23.865 0,9% 22.982 1,3% 47.700 2,4% -3,7% 108%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 11.889 0,4% 19.647 1,1% 59.031 2,9% 65,3% 200%Estoque 6.682 0,2% 1.682 0,1% 2.957 0,1% -74,8% 76%Cauções e depósitos vinculados - 0,0% 280 0,0% 1.172 0,1% n.a. 319%Despesas pagas antecipadamente 41.015 1,5% 30.026 1,7% 120.396 6,0% -26,8% 301%Outros créditos 31.206 1,1% 25.690 1,4% 35.705 1,8% -17,7% 39%

523.016 18,7% 516.907 28,6% 706.205 35,1% -1,2% 37%Ativo Realizável a Longo Prazo

Consumidores e concessionárias 85.983 3,1% 28.802 1,6% 4.421 0,2% -66,5% -85%Impostos e contribuições sociais 9.206 0,3% 16.756 0,9% 11.080 0,6% 82,0% -34%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 267.127 9,6% 271.062 15,0% 230.567 11,5% 1,5% -15%Partes relacionadas 3.504 0,1% 4.676 0,3% 4.126 0,2% 33,4% -12%Cauções e depósitos vinculados 119.336 4,3% 79.981 4,4% 109.387 5,4% -33,0% 37%Despesas pagas antecipadamente 115.258 4,1% 109.134 6,0% 78.331 3,9% -5,3% -28%Outros créditos 10.357 0,4% 11.285 0,6% 7.000 0,3% 9,0% -38%

610.771 21,9% 521.696 28,9% 444.912 22,1% -14,6% -15%Ativo Permanente

Investimentos 881.450 31,5% 4.982 0,3% 4.982 0,2% -99,4% 0%Imobilizado 779.993 27,9% 761.214 42,2% 856.883 42,6% -2,4% 12,6%

1.661.443 59,4% 766.196 42,5% 861.865 42,8% -53,9% 12%

Total do Ativo 2.795.230 100,0% 1.804.799 100,0% 2.012.982 100,0% -35,4% 12%

65

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de Var.

04/05

Var.

05/06

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO

(em R$ mil) 2004 (%) 2005 (%) 2006 (%) (%) (%)

Passivo Circulante

Fornecedores 99.157 3,5% 130.269 7,2% 151.243 7,5% 31,4% 16,1%

Encargos de dívidas 53.753 1,9% 16.708 0,9% 11.250 0,6% -68,9% -32,7%

Impostos e contribuições sociais 42.010 1,5% 98.971 5,5% 77.553 3,9% 135,6% -21,6%

Imposto de renda e contribuições

sociais diferidos - 0,0% 3.431 0,2% 54.498 2,7% n.a. 1488,4%

Dividendos 37.168 1,3% 131.769 7,3% 38.647 1,9% 254,5% -70,7%

Debêntures - 0,0% - 0,0% 2.577 0,1% - n.a.

Empréstimos e financiamentos 216.944 7,8% 217.110 12,0% 380.282 18,9% 0,1% 75,2%

Benefícios pós-emprego 3.979 0,1% 3.447 0,2% 5.399 0,3% -13,4% 56,6%

Partes relacionadas 13.463 0,5% -100,0%

Devolução tarifária 34.967 1,3% 4.879 0,3% - -86,0% -100,0%

Obrigações estimadas com pessoal 13.206 0,5% 13.153 0,7% 20.674 1,0% -0,4% 57,2%

Encargos regulamentares e setoriais 11.027 0,4% 27.333 1,5% 52.869 2,6% 147,9% 93,4%

Outras contas a pagar 38.456 1,4% 25.823 1,4% 19.496 1,0% -32,9% -24,5%

564.130 20,2% 672.893 37,3% 814.488 40,5% 19,3% 21,0%

Passivo Exigível a Longo Prazo

Fornecedores 44.617 1,6% 5.765 0,3% - -87,1% -100,0%

Imposto de renda e contribuições

sociais diferidos 112.413 4,0% 26.565 1,5% - -76,4% -100,0%

Debêntures 0,0% - 0,0% 264.000 13,1% - n.a.

Empréstimos e financiamentos 1.360.729 48,7% 373.213 20,7% 49.406 2,5% -72,6% -86,8%

Benefícios pós-emprego 33.824 1,2% 37.803 2,1% 37.021 1,8% 11,8% -2,1%

Partes relacionadas 710 0,0% 2.255 0,1% 4.816 0,2% 217,6% 113,6%

Provisões para contingências 162.312 5,8% 77.719 4,3% 69.940 3,5% -52,1% -10,0%

Outras contas a pagar 39.381 1,4% 84 0,0% 78 0,0% -99,8% -7,1%

1.753.986 62,7% 523.404 29,0% 425.261 21,1% -70,2% -18,8%

Patrimônio Líquido

Capital social 153.947 5,5% 376.022 20,8% 376.022 18,7% 144,3% 0,0%

Reservas de capital 65.687 2,3% 101.035 5,6% 101.035 5,0% 53,8% 0,0%

Reservas de lucros 254.093 9,1% 131.445 7,3% 296.176 14,7% -48,3% 125,3%

Recursos destinados a aumento de capital 3.387 0,1% -100,0%

477.114 17,1% 608.502 33,7% 773.233 38,4% 27,5% 27,1%

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.795.230 100,0% 1.804.799 100,0% 2.012.982 100,0% -35,4% 11,5%

66

Demonstração do Resultado – em 31 de dezembro de 2004, 2005 e 2006

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de (Em milhares de Reais)

Var. 04/05

Var. 05/06

2004 (%) 2005 (%) 2006 (%) (%) (%)

Receita Operacional Fornecimento de energia elétrica 1.337.540 130,6 1.504.532 123,0 1.465.813 114,4 12,5 (2,6)Suprimento de energia elétrica 29.380 2,9 30.668 2,5 36.646 2,9 4,4 19,5 Disponibilização do sistema de distribuição 116.710 11,4 195.424 16,0 315.882 24,7 67,4 61,6 Outras receitas operacionais 10.830 1,1 30.698 2,5 43.207 3,4 183,5 40,7

1.494.460 146,0 1.761.322 144,0 1.861.548 145,3 17,9 5,7 Deduções da Receita Operacional - - -

Quota para reserva global de reversão (12.678) (1,2) (11.007) (0,9) (12.602) (1,0) (13,2) 14,5 Encargo de capacidade emergencial (67.886) (6,6) (27.980) (2,3) (483) (0,0) (58,8) (98,3) Impostos e contribuições sobre a receita (390.093) (38,1) (499.002) (40,8) (567.238) (44,3) 27,9 13,7 (470.657) (46,0) (537.989) (44,0) (580.323) (45,3) 14,3 7,9

- - - Receita Operacional Líquida 1.023.803 100,0 1.223.333 100,0 1.281.225 100,0 19,5 4,7 Custos do Serviço de Energia Elétrica -

Custo com Energia Elétrica - Energia elétrica comprada para revenda (461.157) (45,0) (507.528) (41,5) (450.067) (35,1) 10,1 (11,3)Uso da rede de transmissão e distribuição (116.407) (11,4) (153.682) (12,6) (158.051) (12,3) 32,0 2,8 (577.564) (56,4) (661.210) (54,0) (608.118) (47,5) 14,5 (8,0)

Custo de Operação - - - Pessoal (51.726) (5,1) (52.605) (4,3) (56.422) (4,4) 1,7 7,3 Materiais e serviços de terceiros (40.660) (4,0) (48.022) (3,9) (62.201) (4,9) 18,1 29,5 Depreciações e amortizações (50.559) (4,9) (51.395) (4,2) (68.206) (5,3) 1,7 32,7

Subvenção - CCC e CDE (92.300) (9,0) (142.984) (11,7) (161.445) (12,6) 54,9 12,9 Taxa de fiscalização (2.060) (0,2) (2.504) (0,2) (2.631) (0,2) 21,6 5,1 Tributos (200) (0,0) (214) (0,0) (414) (0,0) 7,0 93,5

Outros custos de operação (3.310) (0,3) (3.232) (0,3) (13.837) (1,1) (2,4) 328,1

(240.815) (23,5) (300.956) (24,6) (365.156) (28,5) 25,0 21,3 (818.379) (79,9) (962.166) (78,7) (973.274) (76,0) 17,6 1,2

Custo do Serviço Prestado a Terceiros (3.023) (0,3) (4.718) (0,4) (996) (0,1) 56,1 (78,9)Lucro operacional bruto 202.401 19,8 256.449 21,0 306.955 24,0 26,7 19,7

- Despesas Operacionais -

Despesas com vendas (8.310) (0,8) (15.906) (1,3) (17.387) (1,4) 91,4 9,3 Despesas gerais e administrativas (60.495) (5,9) (41.790) (3,4) (66.009) (5,2) (30,9) 58,0

Depreciações e amortizações (10.559) (1,0) (15.342) (1,3) (2.569) (0,2) 45,3 (83,3)Outras despesas operacionais (3.760) (0,4) (6.729) (0,6) (17.843) (1,4) 79,0 165,2

(83.124) (8,1) (79.767) (6,5) (103.808) (8,1) (4,0) 30,1 Resultado do Serviço 119.277 11,7 176.682 14,4 203.147 15,9 48,1 15,0 Resultado das Participações Societárias 26.610 2,6 80.033 6,5 - - 200,8 (100,0)

Receitas financeiras 48.500 4,7 97.373 8,0 83.866 6,5 100,8 (13,9)Despesas financeiras (134.693) (13,2) (171.038) (14,0) (148.573) (11,6) 27,0 (13,1)

Resultado Financeiro (86.193) (8,4) (73.665) (6,0) (64.707) (5,1) (14,5) (12,2)Lucro Operacional 59.694 5,8 183.050 15,0 138.440 10,8 206,6 (24,4)

Receitas não operacionais 2.098 0,2 11.850 1,0 2.563 0,2 464,8 (78,4)Despesas não operacionais (4.435) (0,4) (44.700) (3,7) (4.208) (0,3) 907,9 (90,6)

Resultado Não Operacional (2.337) (0,2) (32.850) (2,7) (1.645) (0,1) 1.305,6 (95,0)Lucro Antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 57.357 5,6 150.200 12,3 136.795 10,7 161,9 (8,9)

Imposto de renda e contribuição social correntes - - (108.973) (8,9) (17.416) (1,4) n.a. (84,0)Imposto de renda e contribuição social diferidos 98.951 9,7 60.741 5,0 (25.160) 2,0) (38,6) (141,4) 98.951 9,7 (48.232) (3,9) (42.576) (3,3) (148,7) (11,7)

Lucro Líquido Antes da Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 156.308 15,3 101.968 8,3 94.219 7,4 (34,8) (7,6)

Reversão dos juros sobre capital próprio - 53.223 4,4 45.406 3,5 n.a. (14,7)Lucro Líquido do Exercício 156.308 15,3 155.191 12,7 139.625 10,9 (0,7) (10,0)

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - R$ 34,35 26,41 23,76

67

Balanço Patrimonial – 31 de março de 2006 e 2007

Período encerrado em 31 de março de

Var. 06/07

ATIVO (em R$ mil) 2006 (%) 2007 (%) (%)

Ativo Circulante

Disponibilidades 11.465 0,6 214.701 9,9 1.772,7 Títulos e valores mobiliários 100.277 5,4 - 0,0 (100,0)Consumidores e concessionárias 279.080 14,9 291.842 13,5 4,6

Impostos e contribuições sociais 17.006 0,9 40.730 1,9 139,5 Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 19.647 1,1 64.144 3,0 226,5 Estoque 2.153 0,1 3.143 0,1 46,0

Cauções e depósitos vinculados 306 0,0 1.355 0,1 342,8 Despesas pagas antecipadamente 8.090 0,4 13.589 0,6 68,0 Conta de compensação de custos da parcela "A" 77.033 4,1 195.349 9,0 153,6

Outros créditos 31.812 1,7 42.544 2,0 33,7

546.869 29,2 867.397 40,0 58,6

Ativo Realizável a Longo Prazo

Consumidores e concessionárias 31.196 1,7 2.689 0,1 (91,4)Impostos e contribuições sociais 16.756 0,9 11.743 0,5 (29,9)

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 268.628 14,4 221.218 10,2 (17,6)Partes relacionadas 4.474 0,2 5.642 0,3 26,1 Cauções e depósitos vinculados 80.360 4,3 110.717 5,1 37,8

Despesas pagas antecipadamente 26.816 1,4 7.407 0,3 (72,4)Conta de compensação de custos da parcela "A" 114.871 6,1 69.426 3,2 (39,6)Outros créditos 11.052 0,6 6.353 0,3 (42,5)

554.153 29,6 435.195 20,1 (21,5)

Ativo Permanente

Investimentos 4.982 0,3 4.982 0,2 0,0 Imobilizado tangível 712.932 38,1 797.847 36,8 11,9 Imobilizado intangível 50.883 2,7 62.502 2,9 22,8

768.797 41,1 865.331 39,9 12,6

Total do Ativo 1.869.819 100,0 2.167.923 100,0 15,9

68

Período encerrado em 31 de março de Var. 06/07

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO (em R$ mil) 2006 (%) 2007 (%) (%)

Passivo Circulante

Fornecedores 121.323 6,5 130.987 6,0 8,0

Encargos de dívidas 7.979 0,4 6.014 0,3 (24,6)

Impostos e contribuições sociais 62.387 3,3 81.123 3,7 30,0

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 3.431 0,2 57.771 2,7 1.583,8

Dividendos 131.769 7,0 38.647 1,8 (70,7)

Debêntures - 0,0 11.011 0,5 n.a.

Empréstimos e financiamentos 258.392 13,8 364.967 16,8 41,2

Benefícios pós-emprego 3.447 0,2 3.447 0,2 0,0

Conta de compensação de custos da parcela "A" 45.697 2,4 93.871 4,3 105,4

Devolução tarifária 4.879 0,3 - 0,0 (100,0)

Obrigações estimadas com pessoal 13.579 0,7 22.049 1,0 62,4

Encargos regulamentares e setoriais 36.478 2,0 44.843 2,1 22,9

Outras contas a pagar 22.321 1,2 17.550 0,8 (21,4)

711.682 38,1 872.280 40,2 22,6

Passivo Exigível a Longo Prazo

Fornecedores 5.228 0,3 - 0,0 (100,0)

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 28.295 1,5 - 0,0 (100,0)

Debêntures - 0,0 264.000 12,2 n.a.

Empréstimos e financiamentos 352.448 18,8 87.680 4,0 (75,1)

Benefícios pós-emprego 37.803 2,0 38.881 1,8 2,9

Conta de compensação de custos da parcela "A" 16.783 0,9 23.824 1,1 42,0

Partes relacionadas 2.904 0,2 6.361 0,3 119,0

Provisões para contingências 77.599 4,2 61.063 2,8 (21,3)

Outras contas a pagar 170 0,0 77 0,0 (54,7)

521.230 27,9 481.886 22,2 (7,5)

Patrimônio Líquido

Capital social 376.022 20,1 376.022 17,3 0,0

Reservas de capital 101.035 5,4 101.035 4,7 0,0

Reservas de lucros 159.850 8,5 336.700 15,5 110,6

636.907 34,1 813.757 37,5 27,8

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 1.869.819 100,0 2.167.923 100,0 15,9

69

Demonstração do Resultado – em 31 de março de 2006 e 2007

Período Encerrado em 31 de Março

Var. 06/07

(Em milhares de Reais)

2006 (%) 2007 (%) (%)Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 378.966 137 446.821 136 17,9 Suprimento de energia elétrica 6.971 3 11.307 3 62,2 Disponibilização do sistema de distribuição 78.882 28 80.817 25 2,5 Outras receitas operacionais 4.665 2 3.587 1 (23,1)

469.484 169 542.532 165 15,6 Deduções da Receita Operacional - -

Quota para reserva global de reversão (3.320) (1) (3.309) (1) (0,3)Subvenção - CCC e CDE (40.543) (15) (44.976) (14) 10,9 Pesquisa desemvolvimento e eficiência energetica (1.617) (1) (3.323) (1) 105,5 Encargo de capacidade emergencial (476) (0) - (100,0)Impostos e contribuições sobre a receita (146.316) (53) (162.741) (50) 11,2

(192.272) (69) (214.349) (65) 11,5 - -

Receita operacional líquida 277.212 100 328.183 100 18,4 Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (110.379) (40) (136.792) (42) 23,9 Energia Livre - - Uso da rede de transmissão e distribuição (45.488) (16) (41.068) (13) (9,7)

(155.867) (56) (177.860) (54) 14,1 Custo de Operação - -

Pessoal (12.447) (4) (12.403) (4) (0,4)Materiais e serviços de terceiros (14.076) (5) (15.914) (5) 13,1 Depreciações e amortizações (16.548) (6) (16.996) (5) 2,7

Tributos (287) (0) (240) (0) (16,4)Outros custos de operação (949) (0) (2.040) (1) 115,0

(44.307) (16) (47.593) (15) 7,4 - -

(200.174) (72) (225.453) (69) 12,6 Custo do Serviço Prestado a Terceiros 570 0 (301) (0) (152,8)Lucro Operacional Bruto 77.608 28 102.429 31 32,0

Despesas Operacionais Despesas com vendas (3.896) (1) (6.465) (2) 65,9 Despesas gerais e administrativas (16.949) (6) (16.025) (5) (5,5)

Depreciações e amortizações (618) (0) (700) (0) 13,3 Outras despesas operacionais (1.539) (1) (5.034) (2) 227,1

(23.002) (8) (28.224) (9) 22,7 - -

Resultado do Serviço 54.606 20 74.205 23 35,9Resultado das Participações Societárias - - -

Receitas financeiras 13.566 5 17.700 5 30,5 Despesas financeiras (25.151) (9) (29.381) (9) 16,8

Resultado Financeiro (11.585) (4) (11.681) (4) 0,8Lucro Operacional 43.021 16 62.524 19 45,3

Receitas não operacionais 472 0 423 0 (10,4)Despesas não operacionais - (60) (0) n.a.

Resultado não Operacional 472 0 363 0 (23,1)Lucro Antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 43.493 16 62.887 19 44,6

Imposto de renda e contribuição social correntes (10.924) (4) (14.729) (4) 34,8 Imposto de renda e contribuição social diferidos (4.164) (2) (7.634) (2) 83,3

(15.088) (5) (22.363) (7) 48,2 Lucro Líquido Antes da Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 28.405 10 40.524 12 42,9

Reversão dos juros sobre capital próprio - - -Lucro Líquido do Período 28.405 10 40.524 12 42,9

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - R$ 4,83 6,90 42,9

70

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

A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

As demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2005 e 2006 e em 31 de março de 2006 e 2007, referem-se somente à Companhia, não considerando os dados de suas controladas. Algumas contas das demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004 e 2005 foram reclassificadas para compatibilização com os critérios adotados na apresentação das demonstrações financeiras de 2006 e 2007, assim como para facilitar a comparação. Ver Seção “Informações Financeiras Selecionadas” deste Prospecto.

Ambiente Econômico Brasileiro

O ano de 2006 foi caracterizado pela estabilidade dos principais indicadores macroeconômicos brasileiros. Em relação às contas externas, o Brasil continuou a apresentar um cenário positivo, com superávit comercial recorde de US$ 46,1 bilhões e saldo de transações correntes de US$ 13,5 bilhões. Além disso, a manutenção do quadro de alta liquidez no mercado internacional e o aumento de confiança dos investidores no país, entre outros fatores, explicam a apreciação do real em relação ao Dólar.

Em 2006, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, atingiu 3,1%, mantendo a trajetória de queda apresentada desde 2003. O BACEN retomou a política de redução gradual da taxa de juros a partir de setembro, encerrando, em dezembro de 2006, em 13,25% ao ano.

O crescimento do PIB, em 2006, situou-se em torno de 3,7%, ante 2,9% no ano anterior. Esse crescimento na atividade econômica pode ser creditado, principalmente ao aumento da atividade do setor agrícola. A taxa de desemprego aberto (30 dias), de acordo com a nova metodologia da Pesquisa Mensal de Emprego do IBGE, aumentou, passando de 9,8% em dezembro de 2005 para 10,0% em dezembro de 2006. A atividade agrícola brasileira vive um momento favorável em função: (i) do clima favorável,(ii) do câmbio estável, (iii) da redução dos custos em razão da retração da demanda do produtor por fertilizantes e defensivos e da valorização cambial (ocorrida em 2006), e (iv) do aumento de preços internacionais de grãos, em razão da reduzida relação estoque x consumo mundial. Esses fatores explicam um crescimento de 4,1% do PIB agropecuário em 2006.

No ano de 2006, a produção industrial geral cresceu 2,8% concentrada no segmento de bens duráveis, beneficiada pelo aumento de crédito aos consumidores, especialmente na modalidade de crédito consignado. Além disso, de acordo com a Anfavea (Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores), o setor automobilístico produziu 3,2% mais que em 2005 e as exportações reduziram em 6,1%, em razão, principalmente, da valorização do real frente ao Dólar.

O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os custos e as margens da Emissora. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas das taxas de crescimento.

71

As atividades da Emissora são influenciadas por diversos fatores, como por exemplo, a política econômica do governo federal, inflação, flutuações das taxas de câmbio e das taxas de juros, assim como a deterioração das condições econômicas no mercado nacional e em outros países, que podem afetar a economia nacional e os negócios da Emissora. Para detalhes sobre esses fatores, ver Seção “Fatores de Risco”.

A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao Dólar em relação a 2004, 2005 e 2006, e em relação ao primeiro trimestre de 2007:

2004 2005 2006 1º trimestre de 2007

Inflação (IGPM) 12,41% 1,21% 3,83% 1,11% Inflação (IPCA) 7,60% 5,69% 3,14% 1,26% Crescimento do PIB 5,70% 2,90% 3,70% 4,30%* Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 R$ 2,65 R$ 2,34 R$ 2,14 R$ 2,05

Desvalorização (valorização) do real frente ao Dólar -8,1% -11,8% -8,7% -4,1%

Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, Banco Central e DEPEC – Departamento de Pesquisas e Estudos Econômicos do Bradesco.

(*) Estimativa DEPEC anual em 23 de abril de 2007

72

Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de Dezembro de 2004 e 2005

Principais Alterações nas Contas Patrimoniais

Ativo

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

Var. 04/05

ATIVO (em R$ mil) 2004 (%) 2005 (%) (%)

Ativo Circulante Disponibilidades 20.743 0,7% 36.254 2,0% 74,8%Títulos e valores mobiliários 171.615 6,1% 106.644 5,9% -37,9%Consumidores e concessionárias 216.001 7,7% 273.702 15,2% 26,7%Impostos e contribuições sociais 23.865 0,9% 22.982 1,3% -3,7%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 11.889 0,4% 19.647 1,1% 65,3%Estoque 6.682 0,2% 1.682 0,1% -74,8%Cauções e depósitos vinculados - 0,0% 280 0,0% n.a.Despesas pagas antecipadamente 41.015 1,5% 30.026 1,7% -26,8%Outros créditos 31.206 1,1% 25.690 1,4% -17,7%

523.016 18,7% 516.907 28,6% -1,2%

Ativo Realizável a Longo Prazo Consumidores e concessionárias 85.983 3,1% 28.802 1,6% -66,5%Impostos e contribuições sociais 9.206 0,3% 16.756 0,9% 82,0%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 267.127 9,6% 271.062 15,0% 1,5%Partes relacionadas 3.504 0,1% 4.676 0,3% 33,4%Cauções e depósitos vinculados 119.336 4,3% 79.981 4,4% -33,0%Despesas pagas antecipadamente 115.258 4,1% 109.134 6,0% -5,3%Outros créditos 10.357 0,4% 11.285 0,6% 9,0%

610.771 21,9% 521.696 28,9% -14,6%

Ativo Permanente Investimentos 881.450 31,5% 4.982 0,3% -99,4%Imobilizado 779.993 27,9% 761.214 42,2% -2,4%

1.661.443 59,4% 766.196 42,5% -53,9%

Total do Ativo 2.795.230 100,0% 1.804.799 100,0% -35,4%

Circulante

Títulos e Valores Mobiliários: A redução no saldo das aplicações cambiais em Notas do Banco Central pertencentes à série E (NBC-E) de R$ 171,6 milhões em 2004, para R$ 106,6 milhões em 2005, deve-se à apreciação do Real frente ao Dólar em 11,82% no exercício social, bem como à venda de 25.291 Notas do Banco Central pertencentes à série E (NBC-E) em janeiro de 2005, para cobertura dos juros das Senior Notes.

Consumidores e Concessionários: A conta de Consumidores e Concessionários passou de R$ 216,0 milhões em 2004, para R$ 273,7 milhões em 2005, apresentando um aumento de R$ 57,7 milhões. Contribuíram com esta variação o reajuste tarifário médio de 4,93% ocorrido em agosto de 2005, a constituição de ativo regulatório decorrente do ajuste da revisão tarifária de 2004, de 6,33% para 8,58%, e acréscimos da remuneração da RTE ( perdas e energia livre).

73

Despesas pagas Antecipadamente: O saldo dessa rubrica apresentou decréscimo de R$ 11,0 milhões, passando de R$ 41,0 milhões em 2004, para R$ 30,0 milhões em 2005, devido sobretudo à redução de R$ 24,8 milhões no saldo líquido da CVA, compensado pela constituição de R$ 13,1 milhões a título de ativo regulatório referente a majoração da alíquota do PIS, que passou de 0,65% para 1,65%, em dezembro de 2002, e da COFINS, que passou de 3,0% para 7,6%, em fevereiro de 2004.

Realizável a Longo Prazo

Consumidores e Concessionários: Esta rubrica decresceu de R$ 86,0 milhões em 2004, para R$ 28,8 milhões em 2005, apresentando uma redução de R$ 57,2 milhões. Esta variação é decorrente da recuperação tarifária das “Perdas de Receita com o Racionamento” e da “Energia Livre” e pela transferência para o circulante do saldo a ser amortizado nos próximos 12 meses.

Cauções e Depósitos Vinculados a Litígios: O saldo passou de R$ 119,3 milhões em 2004, para R$ 80,0 milhões em 2005. A redução de R$ 39,4 milhões é explicada, basicamente, pela conversão em renda, em junho de 2005, a favor da União Federal dos depósitos judiciais relativos à ação de argüição da inconstitucionalidade da cobrança do PIS sobre o faturamento.

Permanente

Investimentos: A redução de R$ 881,5 milhões em 2004, para R$ 5,0 milhões em 2005, é devido à implementação do processo de desverticalização com o objetivo de segregar as atividades de distribuição, geração e investimento, em atendimento às regras estabelecidas pela Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico. Neste processo, os investimentos da Escelsa em outras Companhias foram absorvidos pela EDP Energias do Brasil S.A., Energest e CESA.

74

Passivo

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

Var. 04/05

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO (em R$ mil) 2004 (%) 2005 (%) (%)

Passivo Circulante

Fornecedores 99.157 3,5% 130.269 7,2% 31,4%

Encargos de dívidas 53.753 1,9% 16.708 0,9% -68,9%

Impostos e contribuições sociais 42.010 1,5% 98.971 5,5% 135,6%

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos - 0,0% 3.431 0,2% n.a.

Dividendos 37.168 1,3% 131.769 7,3% 254,5%

Debêntures - 0,0% - 0,0% -

Empréstimos e financiamentos 216.944 7,8% 217.110 12,0% 0,1%

Benefícios pós-emprego 3.979 0,1% 3.447 0,2% -13,4%

Partes relacionadas 13.463 0,5% -100,0%

Devolução tarifária 34.967 1,3% 4.879 0,3% -86,0%

Obrigações estimadas com pessoal 13.206 0,5% 13.153 0,7% -0,4%

Encargos regulamentares e setoriais 11.027 0,4% 27.333 1,5% 147,9%

Outras contas a pagar 38.456 1,4% 25.823 1,4% -32,9%

564.130 20,2% 672.893 37,3% 19,3%

Passivo Exigível a Longo Prazo

Fornecedores 44.617 1,6% 5.765 0,3% -87,1%

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 112.413 4,0% 26.565 1,5% -76,4%

Debêntures 0,0% - 0,0% -

Empréstimos e financiamentos 1.360.729 48,7% 373.213 20,7% -72,6%

Benefícios pós-emprego 33.824 1,2% 37.803 2,1% 11,8%

Partes relacionadas 710 0,0% 2.255 0,1% 217,6%

Provisões para contingências 162.312 5,8% 77.719 4,3% -52,1%

Outras contas a pagar 39.381 1,4% 84 0,0% -99,8%

1.753.986 62,7% 523.404 29,0% -70,2%

Patrimônio Líquido

Capital social 153.947 5,5% 376.022 20,8% 144,3%

Reservas de capital 65.687 2,3% 101.035 5,6% 53,8%

Reservas de lucros 254.093 9,1% 131.445 7,3% -48,3%

Recursos destinados a aumento de capital 3.387 0,1% -100,0%

477.114 17,1% 608.502 33,7% 27,5%

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 2.795.230 100,0% 1.804.799 100,0% -35,4%

Circulante

Fornecedores: A rubrica Fornecedores apresentou um saldo de R$ 130,3 milhões em 2005, montante R$ 31,1 milhões superior ao saldo de R$ 99,2 milhões em 2004. A principal causa desta variação foi a elevação da provisão para perdas da Energia Livre de R$ 9,9 milhões, decorrente da mudança da metodologia de cálculo da remuneração via SELIC. Também concorreram para tal elevação o aumento de 16,5% no volume de energia comprada e o crescimento de 31,6% da conta Serviços de Terceiros.

75

Encargos de Dívidas: O saldo desta conta passou de R$ 53,8 milhões em 2004, para R$ 16,7 milhões em 2005. A redução de R$ 37,0 milhões no saldo dos Encargos da Dívida de 2005 deveu-se, primordialmente, à transferência, em 7 de julho de 2005, de R$ 794,1 milhões da dívida da Escelsa (Senior Notes) para a EDP Energias do Brasil S.A. como parte do processo de desverticalização.

Impostos e Contribuições Sociais: O saldo desta conta passou de R$ 42,0 milhões em 2004, para R$ 99,0 milhões em 2005, registrando uma variação de R$ 57,0 milhões. Esta elevação deve-se: (i) aos resultados obtidos no exercício social, (ii) ao montante de R$ 28,8 milhões referente à tributação da recomposição tarifária extraordinária – RTE, de acordo com o parecer COSIT n.º 26/2002; (iii) aumento de R$ 8,0 milhões no saldo do IRRF.

Dividendos: A rubrica Dividendos apresentou uma elevação de R$ 94,6 milhões em 2005, em relação ao exercício social de 2004. Em 2005, a Companhia distribuiu 100% de dividendos sobre o lucro líquido ajustado (25% em 2004).

Devolução Tarifária: O saldo desta conta passou de R$ 35,0 milhões em 2004, para R$ 4,9 milhões em 2005, apresentando uma redução de R$ 30,1 milhões. Tal redução deve-se ao fato do saldo de 2004 ter contemplado a redução do índice da revisão tarifária de 2001 (autorizado, 19,89% e revisto, em agosto de 2004, 17,83%), implicando em um valor a devolver aos consumidores.

Exigível a Longo Prazo

Empréstimos e Financiamentos: Essa conta sofreu uma redução de R$ 987,5 milhões em seu saldo em 2005 devido basicamente à transferência, em 7 de julho de 2005, de R$ 794,1 milhões da dívida da Escelsa (Senior Notes) para a EDP Energias do Brasil S.A. como parte do processo de desverticalização.

Impostos e Contribuições Sociais Diferidos: O saldo desta conta passou de R$112,4 milhões em 2004, para R$ 26,6 milhões em 2005, registrando uma redução de R$ 85,8 milhões. Esta redução ocorre pela transferência para a Energias do Brasil dos impostos diferidos em função da variação cambial das Senior Notes, correspondente ao saldo do principal transferido.

Provisão para Contingências: O saldo desta conta passou de R$162,3 milhões em 2004, para R$ 77,7 milhões em 2005, registrando uma variação de R$ 84,6 milhões. Essa redução é decorrente de: (i) Mandato de Segurança da 1ª Vara Federal do Espírito Santo contra a posição, por parte da Companhia de argüição de inconstitucionalidade da cobrança do PIS sobre o faturamento, que acarretou a baixa do valor provisionado, equivalente ao valor dos depósitos judiciais convertidos em renda a favor da União e (ii) pela reversão da provisão constituída em decorrência de ação judicial impetrada pela Empresa sobre os valores pagos a título de FINSOCIAL, que obteve decisão contrária do Superior Tribunal de Justiça.

Outras Contas a Pagar: O saldo desta conta de R$ 39,4 milhões em 2004 e passou para R$ 84 mil em 2005. Nesta rubrica estava registrado o prejuízo com a subsidiária ESC 90, que foi transferida para a Energias do Brasil, dentro do processo de desverticalização.

Patrimônio Líquido

O Patrimônio Líquido da Companhia passou de R$ 473,7 milhões em 2004, para R$ 608,5 milhões em 2005, devido ao: (i) aumento de Capital Social de R$ 222,1 milhões, conforme AGE de 29/04/2005; (ii) registro do ágio na incorporação da Magistra elevando a conta Reservas de Capital em R$ 35,3 milhões; (iii) redução pelo valor declarado de dividendos no montante de R$ 139,7 milhões; e iv) registro de reserva legal de R$7,4 milhões.

76

Principais Alterações nas Contas de Resultado

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de

Var. 04/05

(Em milhares de reais) 2004 (%) 2005 (%) (%) Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 1.337.540 130,6 1.504.532 123,0 12,5 Suprimento de energia elétrica 29.380 2,9 30.668 2,5 4,4 Disponibilização do sistema de distribuição 116.710 11,4 195.424 16,0 67,4 Outras receitas operacionais 10.830 1,1 30.698 2,5 183,5

1.494.460 146,0 1.761.322 144,0 17,9 Deduções da Receita Operacional - -

Quota para reserva global de reversão (12.678) (1,2) (11.007) (0,9) (13,2) Encargo de capacidade emergencial (67.886) (6,6) (27.980) (2,3) (58,8) Impostos e contribuições sobre a receita (390.093) (38,1) (499.002) (40,8) 27,9 (470.657) (46,0) (537.989) (44,0) 14,3

- - Receita Operacional Líquida 1.023.803 100,0 1.223.333 100,0 19,5

-Custos do Serviço de Energia Elétrica -

Custo com Energia Elétrica - Energia elétrica comprada para revenda (461.157) (45,0) (507.528) (41,5) 10,1 Uso da rede de transmissão e distribuição (116.407) (11,4) (153.682) (12,6) 32,0 (577.564) (56,4) (661.210) (54,0) 14,5

Custo de Operação - - Pessoal (51.726) (5,1) (52.605) (4,3) 1,7 Materiais e serviços de terceiros (40.660) (4,0) (48.022) (3,9) 18,1 Depreciações e amortizações (50.559) (4,9) (51.395) (4,2) 1,7

Subvenção - CCC e CDE (92.300) (9,0) (142.984) (11,7) 54,9 Taxa de fiscalização (2.060) (0,2) (2.504) (0,2) 21,6 Tributos (200) (0,0) (214) (0,0) 7,0

Outros custos de operação (3.310) (0,3) (3.232) (0,3) (2,4) (240.815) (23,5) (300.956) (24,6) 25,0

- (818.379) (79,9) (962.166) (78,7) 17,6

Custo do Serviço Prestado a Terceiros (3.023) (0,3) (4.718) (0,4) 56,1 Lucro Operacional Bruto 202.401 19,8 256.449 21,0 26,7

-Despesas Operacionais -

Despesas com vendas (8.310) (0,8) (15.906) (1,3) 91,4 Despesas gerais e administrativas (60.495) (5,9) (41.790) (3,4) (30,9)

Depreciações e amortizações (10.559) (1,0) (15.342) (1,3) 45,3

Outras despesas operacionais (3.760) (0,4) (6.729) (0,6) 79,0

(83.124) (8,1) (79.767) (6,5) (4,0)

Resultado do Serviço 119.277 11,7 176.682 14,4 48,1 Resultado das Participações Societárias 26.610 2,6 80.033 6,5 200,8

Receitas financeiras 48.500 4,7 97.373 8,0 100,8 Despesas financeiras (134.693) (13,2) (171.038) (14,0) 27,0

Resultado Financeiro (86.193) (8,4) (73.665) (6,0) (14,5)Lucro Operacional 59.694 5,8 183.050 15,0 206,6

Receitas não operacionais 2.098 0,2 11.850 1,0 464,8 Despesas não operacionais (4.435) (0,4) (44.700) (3,7) 907,9

Resultado Não Operacional (2.337) (0,2) (32.850) (2,7) 1.305,6 Lucro Antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 57.357 5,6 150.200 12,3 161,9

Imposto de renda e contribuição social correntes - - (108.973) (8,9) na Imposto de renda e contribuição social diferidos 98.951 9,7 60.741 5,0 (38,6)

98.951 9,7 (48.232) (3,9) (148,7)Lucro Líquido Antes da Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 156.308 15,3 101.968 8,3 (34,8)

Reversão dos juros sobre capital próprio - 53.223 4,4 n.a. Lucro Líquido do Exercício Social 156.308 15,3 155.191 12,7 (0,7)

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - R$ 34,35 26,41

77

As contas de resultado das demonstrações financeiras dos exercícios sociais encerrados em 2004 foram reclassificadas para compatibilização com os critérios adotados pelas demais sociedades do grupo Energias do Brasil, assim como para facilitar a comparação das contas de resultado dos últimos exercícios sociais.

Receita Operacional Bruta

A Receita Operacional Bruta cresceu 17,9%, atingindo R$ 1.761,3 milhões em 2005, frente aos R$ 1.494,5 milhões do ano anterior. A variação positiva de R$ 266,9 milhões é composta pelo aumento de R$ 167,0 milhões na Receita de Fornecimento, R$ 17,7 milhões na Receita de Suprimento de Energia Elétrica e de R$ 82,1 milhões em Outras Receitas Operacionais.

Fornecimento de Energia: A Receita de Fornecimento de Energia Elétrica aumentou 12,5%, atingindo R$ 1.504,5 milhões, em 2005, contra R$ 1.337,5 milhões no ano anterior. Este incremento é devido: a) efeito conjunto dos aumentos médios aplicados nas tarifas de fornecimento de 4,96%, em agosto de 2004 e de 4,93%, em agosto de 2005, contrabalançando o crescimento negativo médio de mercado de 3,4%. Destaque-se que as classes Residencial e Comercial, que possuem as tarifas mais elevadas, tiveram crescimento de 10,9% e 8,6%, respectivamente. A redução do mercado deveu-se ao decréscimo do consumo da classe Industrial em 16,1%, pela migração de grandes consumidores para o mercado de contratação livre (onde continuam a ser faturados pelo uso das instalações de distribuição); e b) crescimento do Fornecimento Não Faturado em R$ 68,9 milhões no período, pelo registro de ajustes das revisões tarifárias. Em 2004, a ANEEL homologou os resultados definitivos da revisão tarifária de 2001, reduzindo o reajuste tarifário devido de 19,89% para 17,83%. Em 2005, a ANEEL homologou os resultados definitivos da revisão tarifária de 2004, elevando o reajuste tarifário devido de 6,33% para 8,58%. A variação desta conta reflete os valores líquidos a devolver/receber dos consumidores.

Suprimento de Energia Elétrica: O saldo desta conta aumentou 60,3%, passando de R$ 29,4 milhões em 2004 para R$ 47,1 milhões, em 2005, devido, basicamente, as vendas de energia das usinas de Mascarenhas e Suíça em leilão a partir de janeiro de 2005, referente ao período em que não havia sido ainda desverticalizada.

Outras Receitas Operacionais: As Outras Receitas Operacionais aumentaram de R$ 127,5 milhões em 2004, para R$ 209,7 milhões em 2005, apresentando um crescimento de R$ 82,1 milhões. As principais causas desta variação foram (i) aumento de R$ 78,7 milhões na receita de uso da rede de distribuição, reflexo da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre; (ii) incremento de R$ 3,4 milhões nas Outras Receitas (renda na prestação de serviços, renda na alienação de materiais, aluguel de postes e outras).

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

(Em milhares de reais)

2004 % 2005 % Var. 05/04

%

Receita Operacional Fornecimento de energia elétrica 1.337.540 89,5 1.504.532 85,4 12,5 Suprimento de energia elétrica 29.380 2,0 47.105 2,7 60,3 Outras receitas operacionais 127.540 8,5 209.685 11,9 64,4

1.494.460 100,0 1.761.322 100,0 17,9

78

Deduções da Receita Operacional

As Deduções da Receita Operacional cresceram R$ 67,3 milhões em 2005, atingindo R$ 538,0 milhões, frente aos R$ 470,7 milhões do ano anterior. O principal fator de acréscimo foi a variação do ICMS, acompanhando os níveis de crescimento da Receita Operacional Bruta. Os Encargos de Capacidade Emergencial, que têm por objetivo cobrir os custos necessários à contratação de capacidade de geração e potência de energia elétrica pela CBEE – Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial, foram reduzidos de R$ 67,9 milhões em 2004, para R$ 28,0 milhões em 2005. Estes valores estão incluídos na receita do fornecimento faturado e seu montante é definido pela ANEEL.

Receita Operacional Líquida

A Receita Operacional Líquida apresentou um crescimento de R$ 199,5 milhões no exercício social de 2005, passando de R$ 1.023,8 milhões em 2004, para R$ 1.223,3 milhões em 2005, em decorrência das movimentações descritas anteriormente.

Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custos do Serviço de Energia Elétrica: Esses custos aumentaram 17,6%, de R$ 818,4 milhões em 2004, para R$ 962,2 milhões em 2005. Esta variação deve-se a aumento R$ 60,1 milhões no Custo de Operação e de R$ 83,6 milhões nos custos com Energia Elétrica Comprada para Revenda e Encargos do Uso da Rede Elétrica.

Custo com Energia Elétrica: As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a Energia Elétrica Comprada para Revenda e os Encargos de Uso da Rede Elétrica. A Energia Comprada para Revenda apresentou uma elevação de 10,1% no período, atingindo R$ 507,5 milhões em 2005, contra R$ 461,2 milhões no ano anterior. Essa variação é resultante do efeito conjunto do crescimento de 2,3% do mercado com o aumento de 7,6% na tarifa média praticada no período. O crescimento do mercado tem origem, basicamente, na contratação de energia para substituição da energia gerada internamente que foi negociada em leilão entre janeiro e abril de 2005, enquanto a empresa ainda estava verticalizada.

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de

(Em milhares de reais)

2004 % 2005 %

Var. 05/04 %

Deduções da Receita Operacional Quota para reserva global de reversão (12.678) 2,7 (11.007) 2,0 (13,2) Encargo de capacidade emergencial (67.886) 14,4 (27.980) 5,2 (58,8) Impostos e contribuições sobre a receita (390.093) 82,9 (499.002) 92,8 27,9

(470.657) 100,0 (537.989) 100,0 14,3

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

(Em milhares de reais) Var. 05/04

2004 % 2005 % %

Custo com Energia Elétrica

Energia comprada para revenda (461.157) 79,8 (507.528) 76,8 10,1

Uso da rede de transmissão e distribuição (116.407) 20,2 (153.682) 23,2 32,0

(577.564) 100,0 (661.210) 100,0 14,5

79

Encargos de Uso da Rede Elétrica: Em 2005 somaram R$ 153,7 milhões e, em 2004, R$ 116,4 milhões, equivalente a um aumento de 32,0% frente ao ano anterior. Este aumento reflete os custos crescentes aprovados pelo Regulador e os níveis de cobertura aprovados pela ANEEL nos reajustes de tarifas da Companhia.

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de (Em milhares de reais) Var. 05/04

2004 % 2005 % %Custo de operação

Pessoal (51.726) 21,5 (52.605) 16,9 1,7 Material e serviços de terceiros (40.660) 16,9 (54.797) 17,6 34,8 Depreciações e amortizações (50.559) 21,0 (51.395) 16,5 1,7 Subvenção - CCC e CDE (92.300) 38,3 (142.984) 46,0 54,9 Taxa de fiscalização (2.060) 0,9 (2.504) 0,8 21,6 Tributos (200) 0,1 (214) 0,1 7,0 Outros Custos de Operação (3.310) 1,4 (6.070) 2,0 83,4

(240.815) 100,0 (310.569) 100,0 29,0

Custos da Operação e Despesas Operacionais: Os valores dessas rubricas somadas redundaram um aumento de 17,5%, alcançando R$ 380,7 milhões, em 2005, contra R$ 323,9 milhões, no ano anterior. A variação de R$ 56,8 milhões é reflexo da (i) conta Serviços de Terceiros teve um incremento de 34,8%, em 2005, impactada principalmente pela terceirização do plantão e adoção de duplas de eletricistas, incremento do programa de combate à perdas e dos gastos com consultoria; (ii) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e a Conta de Consumo de Combustíveis – CCC aumentaram 54,9%, passando para R$ 143,0 milhões, em 2005, contra R$ 92,3 milhões, em 2004. Este crescimento reflete o início da cobrança da CDE em abril de 2003 e as quotas definidas pelo Regulador para a Enersul.

Resultado do Serviço

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de (Em milhares de reais) var. 05/04

2004 2005 %Resultado do ServiçoReceita Operacional Bruta 1.494.460 1.761.322 17,9(-) Deduções à Receita Operacional (470.657) (537.989) 14,3(=) Receita Operacional Líquida 1.023.803 1.223.333 19,5(-) Despesas Operacionais (904.526) (1.046.651) 15,7(=) Resultado do Serviço 119.277 176.682 48,1Depreciação e amortização 61.118 66.737 9,2Margem Operacional (Margem do EBIT) - % 11,7 14,4 -LAJIDA (EBITDA Ajustado) * 180.395 243.419 34,9Margem LAJIDA (EBITDA) - % 17,6 19,9 -

* EBITDA Ajustado= Lucro antes de impostos, juros, depreciação, amortização e resultado não operacional

O Resultado do Serviço cresceu de R$ 119,3 milhões em 2004, para R$ 176,7 milhões em 2005, representando um crescimento de 48,1%, resultado das variações descritas anteriormente.

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de (Em milhares de reais)

2004 % 2005 % Var. 05/04

% Despesas Operacionais Despesas com vendas (8.310) 10,0 (9.131) 13,0 9,9 Despesas gerais e administrativas (60.495) 72,8 (41.790) 59,6 (30,9) Depreciações e amortizações (10.559) 12,7 (15.342) 21,9 45,3 Outras despesas operacionais (3.760) 4,5 (3.891) 5,5 3,5 (83.124) 100,0 (70.154) 100,0 (15,6)

80

EBITDA Ajustado

O EBITDA Ajustado da Companhia é obtido pela soma do resultado do serviço, da depreciação e amortização. A margem operacional cresceu de 11,7% em 2004, para 14,4% em 2005. O EBITDA Ajustado apresentou uma elevação no período de 34,9%, passando de R$ 180,4 milhões em 2004, para R$ 243,4 milhões em 2005.

Resultado não Operacional

O Resultado não Operacional apresentou em 31 de dezembro de 2005 uma despesa de R$ 32,9 milhões, superior ao valor da despesa de R$ 2,3 milhões do ano anterior. Essa variação é decorrente da extensão aos acionistas minoritários dos efeitos do benefício fiscal do ágio registrado na compra da Enersul.

Imposto de Renda e Contribuição Social

Em 2004, a Companhia apresentou impostos líquidos de R$ 99,0 milhões, registrados no exercício social em função da adequação da Companhia às regras da Instrução CVM n.º 371, de 27.07.2002. Em 31 de dezembro de 2005, foram registrados R$ 48,2 milhões de impostos líquidos, a pagar.

Lucro Líquido

O Lucro Líquido do exercício social de 2005 foi de R$ 155,2 milhões, nos mesmos patamares dos R$ 156,3 milhões obtidos em 2004.

81

Comparação das Demonstrações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de 2005 e 2006

Principais alterações nas contas patrimoniais

Ativo

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

Var.05/06

ATIVO (em R$ mil) 2005 (%) 2006 (%) (%)

Ativo Circulante

Disponibilidades 36.254 2,0% 161.810 8,0% 346%Títulos e valores mobiliários 106.644 5,9% - 0,0% -100%Consumidores e concessionárias 273.702 15,2% 277.434 13,8% 1%Impostos e contribuições sociais 22.982 1,3% 47.700 2,4% 108%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 19.647 1,1% 59.031 2,9% 200%Estoque 1.682 0,1% 2.957 0,1% 76%Cauções e depósitos vinculados 280 0,0% 1.172 0,1% 319%Despesas pagas antecipadamente 30.026 1,7% 120.396 6,0% 301%Outros créditos 25.690 1,4% 35.705 1,8% 39%

516.907 28,6% 706.205 35,1% 37%

Ativo Realizável a Longo Prazo Consumidores e concessionárias 28.802 1,6% 4.421 0,2% -85%Impostos e contribuições sociais 16.756 0,9% 11.080 0,6% -34%Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 271.062 15,0% 230.567 11,5% -15%Partes relacionadas 4.676 0,3% 4.126 0,2% -12%Cauções e depósitos vinculados 79.981 4,4% 109.387 5,4% 37%Despesas pagas antecipadamente 109.134 6,0% 78.331 3,9% -28%Outros créditos 11.285 0,6% 7.000 0,3% -38%

521.696 28,9% 444.912 22,1% -15%

Ativo Permanente Investimentos 4.982 0,3% 4.982 0,2% 0%Imobilizado 761.214 42,2% 856.883 42,6% 12,6%

766.196 42,5% 861.865 42,8% 12%

Total do Ativo 1.804.799 100,0% 2.012.982 100,0% 12%

Circulante

Disponibilidades. A conta de disponibilidades em 2006 apresentava saldo de R$ 161,8 milhões, frente a R$ 36,3 milhões em 2005. O acréscimo verificado decorre do saldo de recursos oriundos da emissão de debêntures em julho de 2006, após a quitação dos empréstimos de curto prazo vinculados ao capital de giro da empresa. A Companhia decidiu conservadoramente manter o saldo de caixa no exercício social de 2006 elevado em razão da liquidação das Senior Notes em julho de 2007. Destaque-se que, em 31 de dezembro de 2006, a Companhia possuía um saldo de R$ 106,6 milhões de aplicações registradas em “Títulos e Valores Mobiliários”, resgatadas posteriormente, conforme descrito abaixo.

Títulos e Valores Mobiliários. A redução no saldo das aplicações cambiais em Notas do Banco Central pertencentes à série E (NBC-E) de R$ 106,6 milhões em 2005, para zero em 2006, deve-se ao resgate no vencimento das aplicações em outubro e novembro de 2006.

82

Despesas pagas Antecipadamente. O saldo dessa rubrica apresentou acréscimo de R$ 90,4 milhões, passando de R$ 30,0 milhões em 2005, para R$ 120,4 milhões em 2006. A variação decorre principalmente: (i) da variação do saldo de custos que compõe a CVA (energia comprada, encargos setoriais e de transmissão) acima da cobertura tarifária autorizada para a companhia e que serão repassados aos consumidores a partir do próximo processo de reajuste tarifário, de R$ 15,3 milhões em 2005 para R$ 80,9 milhões em 2006; e (ii) da variação do saldo da Parcela A (custos acima da cobertura tarifária entre janeiro e outubro de 2001, que serão amortizados após o final da amortização das perdas, em setembro de 2007), zero reais em 2005 (ativo regulatório ainda registrado integralmente no Realizável a Longo Prazo) para R$ 23,0 milhões em 2006. Para mais informações sobre CVA e a Parcela A ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Realizável a Longo Prazo

Consumidores e Concessionários. Esta rubrica passou de R$ 28,8 milhões em 2005, para R$ 4,4 milhões em 2006, apresentando uma redução de R$ 24,4 milhões. A variação é decorrente principalmente da transferência para o circulante do total dos saldos de 2005 de Perdas de Receita com Racionamento (R$ 23,0 milhões).

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos. O saldo desta conta em 2006 foi de R$ 230,6 milhões, montante R$ 40,5 milhões inferior ao saldo de 2005, de R$ 271,1 milhões. A redução decorre basicamente de transferência de saldos para o Ativo Circulante.

Cauções e Depósitos Vinculados a Litígios. O saldo desta conta passou de R$ 80,0 milhões em 2005, para R$ 109,4 milhões em 2006. O crescimento de R$ 29,4 milhões é explicado principalmente pela correção monetária dos valores dos depósitos judiciais de natureza fiscal (R$ 23,0 milhões), e trabalhistas (R$ 1,9 milhões) e redução dos depósitos de natureza cível (R$ 0,7 milhões).

Despesas pagas Antecipadamente. A rubrica de despesas pagas antecipadamente apresentou, em 2006, saldo de R$ 78,3 milhões, montante R$ 30,8 milhões inferior ao de 2005, de R$ 109,1 milhões. A redução decorre principalmente da redução do saldo da conta PIS COFINS majoração de alíquota, transferido para o curto prazo em razão de sua recuperação tarifária.

Permanente

A rubrica de imobilizado apresentou, em 31 de dezembro de 2006, saldo de R$ 861,9 milhões (R$ 766,2 em 2005), crescimento de 12,5% em relação ao saldo de R$ 766,2 milhões em 2005, em virtude da aquisição de novos equipamentos.

83

Passivo

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de Var.

05/06

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO (em R$ mil) 2005 (%) 2006 (%) (%)

Passivo Circulante

Fornecedores 130.269 7,2% 151.243 7,5% 16,1%

Encargos de dívidas 16.708 0,9% 11.250 0,6% -32,7%

Impostos e contribuições sociais 98.971 5,5% 77.553 3,9% -21,6%

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 3.431 0,2% 54.498 2,7% 1488,4%

Dividendos 131.769 7,3% 38.647 1,9% -70,7%

Debêntures - 0,0% 2.577 0,1% n.a.

Empréstimos e financiamentos 217.110 12,0% 380.282 18,9% 75,2%

Benefícios pós-emprego 3.447 0,2% 5.399 0,3% 56,6%

Partes relacionadas

Devolução tarifária 4.879 0,3% - -100,0%

Obrigações estimadas com pessoal 13.153 0,7% 20.674 1,0% 57,2%

Encargos regulamentares e setoriais 27.333 1,5% 52.869 2,6% 93,4%

Outras contas a pagar 25.823 1,4% 19.496 1,0% -24,5%

672.893 37,3% 814.488 40,5% 21,0%

Passivo Exigível a Longo Prazo

Fornecedores 5.765 0,3% - -100,0%

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 26.565 1,5% - -100,0%

Debêntures - 0,0% 264.000 13,1% n.a.

Empréstimos e financiamentos 373.213 20,7% 49.406 2,5% -86,8%

Benefícios pós-emprego 37.803 2,1% 37.021 1,8% -2,1%

Partes relacionadas 2.255 0,1% 4.816 0,2% 113,6%

Provisões para contingências 77.719 4,3% 69.940 3,5% -10,0%

Outras contas a pagar 84 0,0% 78 0,0% -7,1%

523.404 29,0% 425.261 21,1% -18,8%

Patrimônio Líquido

Capital social 376.022 20,8% 376.022 18,7% 0,0%

Reservas de capital 101.035 5,6% 101.035 5,0% 0,0%

Reservas de lucros 131.445 7,3% 296.176 14,7% 125,3%

Recursos destinados a aumento de capital

608.502 33,7% 773.233 38,4% 27,1%

Total do passivo e patrimônio líquido 1.804.799 100,0% 2.012.982 100,0% 11,5%

Circulante

Fornecedores. A rubrica de fornecedores apresentou saldo de R$ 151,2 milhões em 2006, montante R$ 21,0 milhões superior ao saldo de R$ 130,3 milhões em 2005. A principal causa desta variação foi a revisão da provisão da RTE, para adequação à metodologia aprovada pela ANEEL. Para informações sobre a RTE, ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.

84

Impostos e Contribuições Sociais. O saldo desta conta passou de R$ 99,0 milhões em 2005, para R$ 77,6 milhões em 2006, registrando uma diminuição de R$ 21,4 milhões, explicada pela redução no saldo de imposto de renda e contribuição social, de R$ 39,7 milhões em 2005 para R$ 17,3 milhões em 2006 em função dos ajustes verificados com o processo de desverticalização em julho de 2005 que acarretou a diminuição no faturamento da Escelsa.

Imposto de Renda e Contribuições Sociais Diferidos. O saldo desta conta passou de R$ 3,4 milhões para R$ 54,5 milhões. O acréscimo de R$ 51,1 milhões decorre da expectativa de realização dos impostos a curto prazo, definida a partir de projeção financeira de longo prazo.

Dividendos. O saldo em 2006 na rubrica de dividendos, de R$ 38,6 milhões, é inferior em R$ 93,1 milhões ao saldo de 2005, de R$ 131,8 milhões, pois em 2006, a Companhia, por conservadorismo, reduziu a distribuição de dividendos em função da proximidade do vencimento das Senior Notes.

Debêntures. A empresa apresentou, em 2006, saldo na rubrica debêntures de R$ 2,6 milhões, relativo aos encargos das debêntures emitidas em 2006. (ver nota debêntures no passivo exigível a longo prazo).

Empréstimos e financiamentos. O saldo desta conta passou de R$ 217,1 milhões em 2005 para R$ 380,3 milhões em 2006. O crescimento decorre principalmente: (i) do vencimento em julho de 2007 do saldo das Senior Notes, de R$ 243,4 milhões e; (ii) da redução do saldo da conta garantidas, que são empréstimos obtidos com instituições financeiras nacionais, para cobertura do fluxo de caixa operacional, em razão do alongamento dos compromissos com a emissão de debêntures em julho de 2006.

Devolução Tarifária. Em 2006 o saldo desta conta foi zerado por meio da reversão contábil de R$ 4,9 milhões, em resultado, na rubrica Fornecimento de Energia Elétrica. Este valor referia-se ao saldo não realizado da devolução tarifária de agosto de 2001.

Encargos regulamentares e setoriais. O saldo de obrigações a recolher derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico passou de R$ 27,3 milhões em 2005 para R$ 52,9 milhões em 2006, principalmente em razão do crescimento do saldo da quota da CCC a pagar (de R$ 0,4 milhões em 2005 para R$ 12,6 milhões em 2006) e do saldo da conta de pesquisa e desenvolvimento (R$ 0 em 2005 e R$ 13,4 em 2006). Para informações sobre a quota da CCC e a conta de pesquisa e desenvolvimento, ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Exigível a Longo Prazo

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos. O saldo desta conta passou de R$ 26,6 milhões em 2005, para R$ 0 em 2006. Nesta rubrica estavam contabilizados os impostos diferidos sobre a variação cambial das Senior Notes, transferidos para o circulante.

Debêntures. A empresa apresentou, em 2006, saldo na rubrica debêntures de R$ 264,0 milhões, referente à primeira emissão de debêntures simples, da forma escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, da espécie sem garantias (quirografária), não conversíveis em ações, com ausência de cláusula de opção de repactuação, realizada em 1º de junho de 2006. Foram emitidas 26.400 debêntures, com subscrição integral no valor de R$ 264,0 milhões, prazo de vigência de 5 (cinco) anos, pagamento de juros remuneratórios semestrais e período de carência de 3 (três) anos para amortização do principal, cujo vencimento final dar-se-á em 1º de junho de 2011. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidirão juros remuneratórios a 104,4% da acumulação das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros de um dia – DIs, “ over extra grupo”. Para informações sobre a primeira emissão de debêntures, ver a Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.

85

Empréstimos e Financiamentos. Essa conta sofreu uma redução de R$ 323,8 milhões, passando de R$ 373,2 em 2005 para R$ 49,4 em 2006, principalmente em razão da transferência para o circulante dos saldos existentes em 2005 do (i) Senior Notes, com vencimento em julho de 2007 e (ii) saldo final do Contrato de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES celebrado com o Banco Unibanco, Banco Itaú S.A. e Banco Citibank, em 17 de setembro de 1998, no montante de R$131,0 milhões.

Provisão para Contingências. O saldo desta conta passou de R$ 77,7 milhões em 2005, para R$ 69,9 milhões em 2006, registrando uma diminuição de R$ 7,8 milhões. A movimentação decorre principalmente da reversão de R$ 19,4 milhões de provisões fiscais, devido a trânsito em julgado de decisão favorável à Companhia em processo fiscal, apesar da adição de provisões no total de R$ 13,6 milhões (sendo fiscais R$ 9,3 milhões, trabalhista R$ 3,6 milhões e cível R$ 0,7 milhões).

Patrimônio Líquido

Patrimônio Líquido. O Patrimônio Líquido da Companhia passou de R$ 608,5 milhões em 2005, para R$ 773,2 milhões em 2006. A variação decorre do (i) ajuste negativo de exercícios sociais anteriores no valor de R$ 11,2 milhões; (ii) reversão de dividendos de R$ 81,7 milhões; (iii) lucro líquido do exercício social de R$ 139,6 milhões e (iv) distribuição de dividendos no valor de R$ 45,4 milhões.

86

Principais Alterações nas Contas de Resultado

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de

(Em milhares de Reais) Var.05/06

2005 (%) 2006 (%) (%)Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 1.504.532 123,0 1.465.813 114,4 (2,6)Suprimento de energia elétrica 30.668 2,5 36.646 2,9 19,5 Disponibilização do sistema de distribuição 195.424 16,0 315.882 24,7 61,6 Outras receitas operacionais 30.698 2,5 43.207 3,4 40,7

1.761.322 144,0 1.861.548 145,3 5,7 Deduções da Receita Operacional - -

Quota para reserva global de reversão (11.007) (0,9) (12.602) (1,0) 14,5 Encargo de capacidade emergencial (27.980) (2,3) (483) (0,0) (98,3) Impostos e contribuições sobre a receita (499.002) (40,8) (567.238) (44,3) 13,7

(537.989) (44,0) (580.323) (45,3) 7,9 - -

Receita Operacional Líquida 1.223.333 100,0 1.281.225 100,0 4,7 Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (507.528) (41,5) (450.067) (35,1) (11,3)Uso da rede de transmissão e distribuição (153.682) (12,6) (158.051) (12,3) 2,8

(661.210) (54,0) (608.118) (47,5) (8,0)Custo de Operação - -

Pessoal (52.605) (4,3) (56.422) (4,4) 7,3 Materiais e serviços de terceiros (48.022) (3,9) (62.201) (4,9) 29,5 Depreciações e amortizações (51.395) (4,2) (68.206) (5,3) 32,7

Subvenção - CCC e CDE (142.984) (11,7) (161.445) (12,6) 12,9 Taxa de fiscalização (2.504) (0,2) (2.631) (0,2) 5,1 Tributos (214) (0,0) (414) (0,0) 93,5

Outros custos de operação (3.232) (0,3) (13.837) (1,1) 328,1 (300.956) (24,6) (365.156) (28,5) 21,3

(962.166) (78,7) (973.274) (76,0) 1,2 Custo do Serviço Prestado a Terceiros (4.718) (0,4) (996) (0,1) (78,9)Lucro Operacional Bruto 256.449 21,0 306.955 24,0 19,7 Despesas Operacionais

Despesas com vendas (15.906) (1,3) (17.387) (1,4) 9,3 Despesas gerais e administrativas (41.790) (3,4) (66.009) (5,2) 58,0

Depreciações e amortizações (15.342) (1,3) (2.569) (0,2) (83,3)

Outras despesas operacionais (6.729) (0,6) (17.843) (1,4) 165,2 (79.767) (6,5) (103.808) (8,1) 30,1

Resultado do Serviço 176.682 14,4 203.147 15,9 15,0 Resultado das Participações Societárias 80.033 6,5 - - (100,0)

Receitas financeiras 97.373 8,0 83.866 6,5 (13,9)Despesas financeiras (171.038) (14,0) (148.573) (11,6) (13,1)

Resultado Financeiro (73.665) (6,0) (64.707) (5,1) (12,2)Lucro Operacional 183.050 15,0 138.440 10,8 (24,4)

Receitas não operacionais 11.850 1,0 2.563 0,2 (78,4)Despesas não operacionais (44.700) (3,7) (4.208) (0,3) (90,6)

Resultado não operacional (32.850) (2,7) (1.645) (0,1) (95,0)Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 150.200 12,3 136.795 10,7 (8,9)

Imposto de renda e contribuição social correntes (108.973) (8,9) (17.416) (1,4) (84,0)Imposto de renda e contribuição social diferidos 60.741 5,0 (25.160) 2,0) (141,4)

(48.232) (3,9) (42.576) (3,3) (11,7)Lucro líquido antes da reversão dos juros sobre capital próprio 101.968 8,3 94.219 7,4 (7,6)

Reversão dos juros sobre capital próprio 53.223 4,4 45.406 3,5 (14,7)Lucro líquido do exercício social 155.191 12,7 139.625 10,9 (10,0)

Lucro líquido por lote de mil ações - R$ 26,41 23,76

87

Receita Operacional Bruta

A receita operacional bruta cresceu 5,7%, atingindo R$ 1.861,5 milhões em 2006, frente aos R$ 1.761,3 milhões do ano anterior. A variação positiva de R$ 100,2 milhões é composta pelo aumento de R$ 6,0 milhões na receita de suprimento de energia elétrica, de R$ 120,5 milhões na receita de disponibilização do sistema de distribuição, de R$ 12,5 nas outras receitas operacionais e pela redução de R$ 38,7 milhões na receita de fornecimento.

Fornecimento de Energia. A receita de fornecimento de energia elétrica teve redução de 2,6%, atingindo R$ 1.465,8 milhões, em 2006, contra R$ 1.504,5 milhões no ano anterior. A variação reflete a redução de 16,7 % do mercado, causada principalmente pela migração de clientes cativos para o regime de contratação livre, incentivada pelo aumento da tarifa em 16,7% a partir de agosto de 2006. A classe residencial registrou crescimento no consumo de 3,9% em relação a 2005, explicado pela expansão de 1,9% no número de clientes, pelo aquecimento da economia na região e pelas altas temperaturas registradas no primeiro trimestre de 2006. A classe industrial apresentou consumo de 1.041 GWh, decréscimo de 50,3% se comparado ao mesmo período de 2005, como reflexo da migração de clientes para o mercado livre. Excluindo o consumo desses clientes em 2005 e 2006, o aumento apresentado por esta classe teria sido de 7,8%, com destaque para o desempenho das atividades de extração de petróleo e gás natural, de alimentos e bebidas e mobiliário. Em 2006, a classe comercial registrou um crescimento de 7,5% quando comparado a 2005, influenciado pelo crescimento da atividade econômica, notadamente, nos setores do comércio e de serviços de transporte.

Suprimento de Energia Elétrica. O saldo desta conta aumentou 19,5%, passando de R$ 30,7 milhões, em 2005, para R$ 36,6 milhões, em 2006, devido, basicamente, ao crescimento do consumo na área de concessão da Empresa Força e Luz Santa Maria, suprida pela Escelsa.

Disponibilização do Sistema de Distribuição. A receita relativa à disponibilização do sistema de distribuição apresentou, em 2006, crescimento de 61,6% com relação ao ano anterior, passando de R$ 195,4 milhões em 2005 para R$ 315,9 milhões em 2006. O aumento é reflexo da migração de clientes para o regime de contratação livre.

Outras Receitas Operacionais. O saldo desta conta aumentou de R$ 30,7 milhões em 2005, para R$ 43,2 milhões em 2006, apresentando um crescimento de 40,7% causado basicamente pelo aumento na comercialização de energia de curto prazo na CCEE.

Deduções da receita operacional

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2005 (%) 2006 (%) (%)

Receita operacionalFornecimento de energia elétrica 1.504.532 85,4 1.465.813 78,7 (2,6)

Suprimento de energia elétrica 30.668 1,7 36.646 2,0 19,5

Disponibilização do sistema de distribuição 195.424 11,1 315.882 17,0 61,6

Outras receitas operacionais 30.698 1,7 43.207 2,3 40,7

1.761.322 100,0 1.861.548 100,0 5,7

(Em milhares de reais)Var.

05/06

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2005 (%) 2006 (%) (%)

Deduções da receita operacionalQuota para reserva global de reversão (11.007) 2,0 (12.602) 2,2 14,5

Encargo de capacidade emergencial (27.980) 5,2 (483) 0,1 (98,3)

Impostos e contribuições sobre a receita (499.002) 92,8 (567.238) 97,7 13,7

(537.989) 100,0 (580.323) 100,0 7,9

(Em milhares de reais)Var.

05/06

88

As deduções da receita operacional cresceram R$ 42,3 milhões em 2006, atingindo R$ 580,3 milhões, frente aos R$ 538,0 do ano anterior. A variação decorre principalmente aumento no faturamento, ocasionando o acréscimo de R$ 32,2 no ICMS sobre disponibilização do sistema de distribuição, de R$ 42,2 milhões no saldo de PIS e COFINS apesar da redução do saldo da conta ECE e EAEEE de R$ 28,0 milhões para R$ 0,5 milhões com o fim da incidência do encargo.

Receita Operacional Líquida

A receita operacional líquida apresentou um crescimento de R$ 57,9 milhões no exercício social de 2006, passando de R$ 1.223,3 milhões em 2006, para R$ 1.281,2 milhões em 2005, em decorrência das movimentações descritas anteriormente.

Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custos do Serviço de Energia Elétrica. Esses custos aumentaram 1,2%, de R$ 962,2 milhões em 2005, para R$ 973,3 milhões em 2006. Esta variação deve-se a aumento R$ 64,2 milhões no Custo de Operação e a redução de R$ 53,1 milhões nos custos com Energia Elétrica Comprada para Revenda e Encargos do Uso da Rede Elétrica.

Custo com Energia Elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a Energia Elétrica Comprada para Revenda e os Encargos de Uso da Rede Elétrica. Estes custos compõem a Parcela A da empresa que tem assegurado o repasse de sua variação aos preços de venda, pelos mecanismos do reajuste anual e Conta de Compensação de Valores da Parcela A – CVA. As variações nessas contas seguem descritas abaixo:

Energia Comprada para Revenda. Apresentou decréscimo de 11,3% no período, atingindo R$ 450,1 milhões em 2006, contra R$ 507,5 milhões no ano anterior, principalmente em razão da migração de clientes cativos para o regime de contratação livre.

Encargos de Uso da Rede Elétrica. Em 2006 somaram R$ 158,1 milhões e, em 2005, R$ 153,7 milhões, equivalente a um aumento de 2,8% frente ao ano anterior. Este aumento reflete os custos crescentes aprovados pelo Regulador e os níveis de cobertura aprovados pela ANEEL nos reajustes de tarifas da Companhia.

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2005 (%) 2006 (%) (%)

Custo com energia elétricaEnergia elétrica comprada para revenda (507.528) 76,8 (450.067) 74,0 (11,3)

Uso da rede de transmissão e distribuição (153.682) 23,2 (158.051) 26,0 2,8

(661.210) 100,0 (608.118) 100,0 (8,0)

(Em milhares de reais)Var.

05/06

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2005 (%) 2006 (%) (%)

Custo de operaçãoPessoal (52.605) 17,5 (56.422) 15,5 7,3

Materiais e serviços de terceiros (48.022) 16,0 (62.201) 17,0 29,5

Depreciações e amortizações (51.395) 17,1 (68.206) 18,7 32,7

Subvenção - CCC e CDE (142.984) 47,5 (161.445) 44,2 12,9

Taxa de fiscalização (2.504) 0,8 (2.631) 0,7 5,1

Tributos (214) 0,1 (414) 0,1 93,5

Outros custos de operação (3.232) 1,1 (13.837) 3,8 328,1

(300.956) 100,0 (365.156) 100,0 21,3

(Em milhares de reais)Var.

05/06

89

Custos da Operação e Despesas Operacionais. Os valores dessas rubricas somadas apresentaram aumento de 23,2%, alcançando R$ 469,0 milhões, em 2006, contra R$ 380,7 milhões, no ano anterior. A variação de R$ 88,2 milhões é reflexo principalmente i) do crescimento nas despesas com pessoal em razão do registro em 2006 de provisão para o Programa de Desligamento Voluntário, inserido no âmbito do Projeto Vanguarda; ii) da variação da conta Serviços de Terceiros em decorrência do aumento de custos a) nas atividades ligadas a rede elétrica - em função a adequação às novas exigências da Norma Regulamentadora - NR 10, bem como na ampliação de serviços de manutenção da rede elétrica visando atingir os índices de continuidade definidos para a ANEEL; b) na ampliação dos serviços de combate as perdas comerciais; e c) na conclusão do projeto de leitura, emissão e entrega simultânea das contas de energia para as unidades consumidoras ligadas em baixa tensão.

Resultado do Serviço

Exercício Social Encerrado em 31 de Dezembro de (Em milhares de reais) var. 05/06 2005 2006 %Resultado do Serviço Receita Operacional Bruta 1.761.322 1.861.548 5,7(-) Deduções à Receita Operacional (537.989) (580.323) 7,9(=) Receita Operacional Líquida 1.223.333 1.281.225 4,7(-) Despesas Operacionais (1.046.651) (1.078.078) 3,0(=) Resultado do Serviço 176.682 203.147 15,0Depreciação e amortização 66.737 70.775 6,1Margem Operacional(Margem do EBIT) - % 14,4% 15,9% -LAJIDA (EBITDA Ajustado) * 243.419 273.922 12,5Margem LAJIDA (EBITDA) - % 19,9% 21,4% -

* EBITDA Ajustado= Lucro antes de impostos, juros, depreciação, amortização e resultado não operacional

Resultado do Serviço. O resultado do serviço cresceu de R$ 176,7 milhões em 2005, para R$ 203,1 milhões em 2006, representando um crescimento de 15%, resultado das variações descritas anteriormente. A margem operacional cresceu de 14,4% em 2005, para 15,9% em 2006 e o EBITDA Ajustado apresentou elevação de 12,5% no período passando de R$ 243,4 milhões em 2005, para R$ 273,9 milhões em 2006.

Resultado das participações societárias

Resultado das participações societárias. O saldo da conta Resultado das participações societárias passou de R$ 80,0 milhões, em 2005, para R$ 0,0 em 2006 em razão do processo de desverticalização dos ativos da distribuidora em julho de 2005.

Resultado financeiro líquido (despesa)

A despesa financeira de 2006 de R$ 64,7 milhões, apresentou variação positiva de R$9 milhões em relação ao do ano anterior, onde se destacam: (i) reversão de provisões e atualização monetária de processos judiciais de R$ 33,6 milhões em função de trânsito em julgado com sentença favorável à Companhia na ação de contestação do alargamento da base do PIS e COFINS; (ii) acréscimo de provisões dos juros SELIC sobre as RTE de R$ 31,3 milhões, em função da expectativa de sua não recuperação no prazo fixado pela ANEEL; e (iii) redução da despesa de juros sobre capital próprio contabilizado no exercício social, inferior em R$ 7,8 milhões à registrada em 2005.

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2005 (%) 2006 (%) (%)

Despesas operacionaisDespesas com vendas (15.906) 19,9 (17.387) 16,7 9,3

Despesas gerais e administrativas (41.790) 52,4 (66.009) 63,6 58,0

Depreciações e amortizações (15.342) 19,2 (2.569) 2,5 (83,3)

Outras despesas operacionais (6.729) 8,4 (17.843) 17,2 165,2

(79.767) 100,0 (103.808) 100,0 30,1

(Em milhares de reais)Var.

05/06

90

Resultado não Operacional

O resultado não operacional de 2006 apresentou uma despesa de R$ 1,6 milhões, enquanto que no ano anterior o valor da despesa foi de R$ 32,9 milhões, quando ocorreu a extensão aos acionistas minoritários dos efeitos do benefício fiscal do ágio registrado na compra da Enersul.

Imposto de Renda e Contribuição Social

A despesa com imposto de renda e contribuição social apresentou redução de 11,7%, passando de R$ 48,2 milhões em 2005 para R$ 42,6 milhões em 2006, em conseqüência dos resultados auferidos.

Lucro Líquido

Como resultado do acima exposto, o resultado do exercício social, após a reversão dos juros sobre capital próprio de 2006 foi de lucro de R$ 139,6 milhões, resultado 10% inferior ao resultado do ano de 2005, de R$ 155,2 milhões. Destaque-se que, em 2005, a Companhia auferiu uma receita de participação societária de R$ 80,0 milhões, referente ao período em que não havia sido ainda desverticalizada.

Comparação das Informações Trimestrais dos Períodos Encerrados em 31 de março de 2006 e 2007

Principais alterações nas contas patrimoniais

Ativo Período Encerrado em 31 de Março de Var. 06/07

ATIVO (em R$ mil) 2006 (%) 2007 (%) (%)

Ativo Circulante

Disponibilidades 11.465 0,6 214.701 9,9 1.772,7

Títulos e valores mobiliários 100.277 5,4 - 0,0 (100,0)

Consumidores e concessionárias 279.080 14,9 291.842 13,5 4,6

Impostos e contribuições sociais 17.006 0,9 40.730 1,9 139,5

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 19.647 1,1 64.144 3,0 226,5

Estoque 2.153 0,1 3.143 0,1 46,0

Cauções e depósitos vinculados 306 0,0 1.355 0,1 342,8

Despesas pagas antecipadamente 8.090 0,4 13.589 0,6 68,0

Conta de compensação de custos da parcela "A" 77.033 4,1 195.349 9,0 153,6

Outros créditos 31.812 1,7 42.544 2,0 33,7

546.869 29,2 867.397 40,0 58,6

Ativo Realizável a Longo Prazo

Consumidores e concessionárias 31.196 1,7 2.689 0,1 (91,4)

Impostos e contribuições sociais 16.756 0,9 11.743 0,5 (29,9)

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 268.628 14,4 221.218 10,2 (17,6)

Partes relacionadas 4.474 0,2 5.642 0,3 26,1

Cauções e depósitos vinculados 80.360 4,3 110.717 5,1 37,8

Despesas pagas antecipadamente 26.816 1,4 7.407 0,3 (72,4)

Conta de compensação de custos da parcela "A" 114.871 6,1 69.426 3,2 (39,6)

Outros créditos 11.052 0,6 6.353 0,3 (42,5)

554.153 29,6 435.195 20,1 (21,5)

Ativo Permanente

Investimentos 4.982 0,3 4.982 0,2 0,0

Imobilizado tangível 712.932 38,1 797.847 36,8 11,9

Imobilizado intangível 50.883 2,7 62.502 2,9 22,8

768.797 41,1 865.331 39,9 12,6

Total do Ativo 1.869.819 100,0 2.167.923 100,0 15,9

91

Circulante

Disponibilidades. O saldo de disponibilidades passou de R$ 111,7 milhões, considerando a soma de disponibilidades e títulos e valores mobiliários, para R$ 214,7 milhões. O acréscimo verificado decorre do saldo de recursos oriundos da emissão de debêntures em julho de 2006, após a quitação dos empréstimos de curto prazo vinculados ao giro da empresa. A Companhia decidiu conservadoramente manter o elevado saldo de caixa no exercício social de 2006 em razão da liquidação das Senior Notes em julho de 2007. Destaque-se que, em 31 de março de 2006, a Companhia possuía um saldo de R$ 100,3 milhões de aplicações registradas em “Títulos e Valores Mobiliários”, resgatadas posteriomente, conforme descrito abaixo.

Títulos e Valores Mobiliários. A redução no saldo das aplicações cambiais em Notas do Banco Central pertencentes à série E (NBC-E) de R$ 100,3 milhões, em 31 de março de 2006, para R$ 0,0 em 31 de março de 2007, deve-se ao resgate, no vencimento das aplicações, em outubro e novembro de 2006.

Impostos e Contribuições Sociais. Esta rubrica passou de R$ 17,0 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 40,7 milhões em 31 de março de 2007, em razão principalmente do acréscimo no saldo de antecipações de imposto de renda e contribuição social e do registro de créditos de PIS e COFINS nessa rubrica, a partir de abril de 2006.

Impostos e Contribuições Sociais Diferidos. Esta rubrica passou de R$ 19,6 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 64,1 milhões em 31 de março de 2007, apresentando um aumento de R$ 44,5 milhões. Esta variação deve-se à expectativa de realização dos impostos a curto prazo, definida a partir de projeção financeira de longo prazo.

Despesas pagas Antecipadamente. O saldo da rubrica despesas pagas antecipadamente apresentou acréscimo de R$ 5,5 milhões, passando de R$ 8,1 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 13,6 milhões em 31 de março de 2007, basicamente em função da amortização do ativo regulatório constituído em razão das alterações introduzidas pelas Leis n.ºs 10.637, de 30 de dezembro de 2002 e 10.833, de 29 de dezembro de 2003, as quais majoraram a alíquota do PIS de 0,65% para 1,65% e da COFINS de 3% para 7,6%. Além disso, a partir do primeiro trimestre de 2007, a Companhia passou a apresentar no balanço patrimonial a rubrica de Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, anteriormente consideradas de forma líquida na rubrica Despesas pagas antecipadamente, efetuando-se a respectiva reclassificação para os valores apresentados em 31 de março de 2006.

Conta de compensação de custos da parcela "A". O saldo da conta de compensação de custos da parcela “A” passou de R$ 77,0 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 195,3 milhões em 31 de março de 2007, em razão, principalmente i) da variação do saldo de custos praticados da CVA (energia comprada, encargos setoriais e de transmissão) acima da cobertura tarifária autorizada para a companhia e que serão repassados aos consumidores a partir do próximo processo de reajuste tarifário - R$ 70,8 milhões e; ii) R$ 47,5 milhões, transferidos do não circulante para o circulante, referente a conta de compensação dos custos da parcela “A” (custos acima da cobertura tarifária entre janeiro e outubro de 2001, que serão amortizados após o final da amortização das perdas, em setembro de 2007). Para informações adicionais sobre a CVA e a Parcela “A”, ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.

Outros créditos. O saldo desta conta em 31 de março de 2007, foi de R$ 42,5 milhões, R$ 10,7 milhões superior ao saldo em 31 de março de 2006, de R$ 31,8 milhões, em razão principalmente ao registro das perdas com a alteração da classificação dos consumidores classificados como residenciais de baixa renda, que serão cobertas com recursos da RGR. Para mais informações sobre a RGR, ver a Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.

92

Realizável a Longo Prazo

Consumidores e Concessionários. Esta rubrica decresceu de R$ 31,2 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 2,7 milhões em 31 de março de 2007, apresentando uma redução de R$ 28,5 milhões. Esta variação é decorrente da recuperação tarifária das “Perdas de Receita com o Racionamento” e da “Energia Livre” e pela transferência para o circulante do saldo a ser amortizado.

Impostos e contribuições sociais. O saldo desta conta em 31 de março de 2007, de R$ 11,7 milhões, é R$ 5,0 milhões inferior ao saldo em 31 de março de 2006, de R$ 16,8 milhões, em razão da transferência de saldos para o Ativo Circulante.

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos. O saldo dessa rubrica apresentou decréscimo de R$ 47,4 milhões, passando de R$ 268,6 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 221,2 milhões em 31 de março de 2007. A redução decorre basicamente de transferência de saldos para o Ativo Circulante.

Cauções e Depósitos Vinculados. O saldo desta conta passou de R$ 80,4 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 110,7 milhões em 31 de março de 2007. O aumento de R$ 30,4 milhões deve-se principalmente à correção monetária dos valores dos depósitos judiciais de natureza fiscal (R$ 22,9 milhões), trabalhistas (R$ 2,1 milhões) e redução dos depósitos de natureza cível (R$ 0,8 milhão).

Conta de compensação de custos da parcela "A". O saldo dessa rubrica apresentou decréscimo de R$ 45,4 milhões, passando de R$ 114,9 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 69,4 milhões em 31 de março de 2007. A redução decorre da transferência do saldo para o Ativo Circulante em função da sua amortização a partir de setembro de 2007.

Permanente

Imobilizado. A rubrica imobilizado apresentou, em 31 de março de 2007, saldo de R$ 860,3 milhões, representando um crescimento de 12,6%, em relação ao saldo de R$ 763,8 milhões em 31 de março de 2006 em virtude da aquisição de novos ativos.

93

Passivo

Circulante

Fornecedores. A rubrica de fornecedores apresentou saldo de R$ 131,0 milhões em 31 de março de 2007, montante R$ 9,7 milhões superior ao saldo de R$ 121,3 milhões em 31 de março de 2006. A principal causa desta variação foi a revisão da provisão da RTE, para adequação à metodologia aprovada pela ANEEL. Para mais informações sobre a RTE, ver a Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Período Encerrado em 31 de Março de

Var. 06/07

PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO (em R$ mil) 2006 (%) 2007 (%) (%)

Passivo Circulante

Fornecedores 121.323 6,5 130.987 6,0 8,0

Encargos de dívidas 7.979 0,4 6.014 0,3 (24,6)

Impostos e contribuições sociais 62.387 3,3 81.123 3,7 30,0

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 3.431 0,2 57.771 2,7 1.583,8

Dividendos 131.769 7,0 38.647 1,8 (70,7)

Debêntures - 0,0 11.011 0,5 na

Empréstimos e financiamentos 258.392 13,8 364.967 16,8 41,2

Benefícios pós-emprego 3.447 0,2 3.447 0,2 0,0

Conta de compensação de custos da parcela "A" 45.697 2,4 93.871 4,3 105,4

Devolução tarifária 4.879 0,3 - 0,0 (100,0)

Obrigações estimadas com pessoal 13.579 0,7 22.049 1,0 62,4

Encargos regulamentares e setoriais 36.478 2,0 44.843 2,1 22,9

Outras contas a pagar 22.321 1,2 17.550 0,8 (21,4)

711.682 38,1 872.280 40,2 22,6

Passivo Exigível a Longo Prazo

Fornecedores 5.228 0,3 - 0,0 (100,0)

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos 28.295 1,5 - 0,0 (100,0)

Debêntures - 0,0 264.000 12,2 na

Empréstimos e financiamentos 352.448 18,8 87.680 4,0 (75,1)

Benefícios pós-emprego 37.803 2,0 38.881 1,8 2,9

Conta de compensação de custos da parcela "A" 16.783 0,9 23.824 1,1 42,0

Partes relacionadas 2.904 0,2 6.361 0,3 119,0

Provisões para contingências 77.599 4,2 61.063 2,8 (21,3)

Outras contas a pagar 170 0,0 77 0,0 (54,7)

521.230 27,9 481.886 22,2 (7,5)

Patrimônio Líquido

Capital social 376.022 20,1 376.022 17,3 0,0

Reservas de capital 101.035 5,4 101.035 4,7 0,0

Reservas de lucros 159.850 8,5 336.700 15,5 110,6

636.907 34,1 813.757 37,5 27,8

Total do passivo e patrimônio líquido 1.869.819 100,0 2.167.923 100,0 15,9

94

Impostos e Contribuições Sociais correntes. O saldo desta conta passou de R$ 62,4 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 81,1 milhões em 31 de março de 2007, registrando um aumento de R$ 18,7 milhões, decorrente dos resultados obtidos no exercício social de 2007.

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos. O saldo desta conta passou de R$ 3,4 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 57,8 milhões, em 31 de março de 2007, devido aos impostos sobre variação cambial diferida das Senior Notes que deverão ser liquidadas no vencimento.

Dividendos: A rubrica de dividendos apresentou decréscimo de R$ 93,1 milhões em 31 de março de 2007 com relação a 31 de março de 2006, pois em 2006, a Companhia, por conservadorismo, reduziu a distribuição de dividendos em função da proximidade do vencimento das Senior Notes.

Debêntures. O saldo da conta debêntures passou de R$ 0,0 em 31 de março de 2006 para R$ 11,0 milhões em 31 de março de 2007. O valor refere-se aos encargos das debêntures emitidas em 2006 (ver nota debêntures no passivo exigível longo prazo).

Empréstimos e financiamentos. A conta de empréstimos e financiamentos passou de R$ 258,4 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 365,0 milhões em 31 de março de 2007. A variação decorre principalmente: (i) do vencimento em julho de 2007 do saldo das Senior Notes, de R$ 243,4 milhões e; (ii) da redução do saldo da conta garantida em razão do alongamento dos compromissos com a emissão de debêntures em julho de 2006.

Conta de compensação de custos da parcela "A". Esta conta teve acréscimo de R$ 48,2 milhões, passando de R$ 45,7 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 93,9 milhões em 31 de março de 2007. Refere-se ao registro da variação do saldo de custos que compõem a CVA (energia comprada, encargos setoriais e de transmissão) abaixo da cobertura tarifária autorizada para a Companhia e que serão devolvidos aos consumidores a partir do próximo processo de reajuste tarifário.

Devolução Tarifária. O saldo desta conta passou de R$ 4,9 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 0,0 em 31 de março de 2007, em razão da reversão contábil em resultado, na rubrica Fornecimento de Energia Elétrica, do saldo não realizado da devolução tarifária de agosto de 2001.

Obrigações estimadas com Pessoal. O saldo das obrigações estimadas com pessoal teve acréscimo de R$ 8,5 milhões, passando de R$ 13,6 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 22,0 milhões em 31 de março de 2007. Na rubrica estão contempladas as provisões de férias, 13º salários e seus respectivos encargos sociais, a provisão para participação nos lucros e resultados, além dos efeitos do PDV, concluído em 31 de maio de 2006. O PDV prevê a realização de desligamentos de forma escalonada entre os anos de 2006 e 2007, respeitando a implementação de outros programas de eficiência em curso na empresa. O número de adesões ao PDV alcançou 241 colaboradores, dos quais 160 desligaram-se até 31 de março de 2007.

Encargos regulamentares e setoriais. O saldo desta rubrica passou de R$ 36,5 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 44,8 milhões em 31 de março de 2007, principalmente em razão do aumento do saldo da quota da CCC a pagar (de R$ 9,9 milhões em 31 de março de 2007 para R$ 6,1 milhões em 31 de março de 2006). Para informações sobre a quota de CCC, ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Exigível a Longo Prazo

Imposto de renda e contribuições sociais diferidos. O saldo desta conta passou de R$ 28,3 milhões em 31 de março de 2006 para R$0,0 em 31 de março de 2007. Nesta rubrica estavam contabilizados os impostos diferidos sobre a variação cambial das Senior Notes, transferidos para o circulante.

95

Debêntures. A empresa apresentou, em 31 de março de 2007, saldo na rubrica debêntures de R$ 264,0 milhões, referente à primeira emissão de debêntures simples, da forma escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, da espécie sem garantias (quirografária), não conversíveis em ações, com ausência de cláusula de opção de repactuação, realizada em 1º de junho de 2006. Para informações adicionais sobre a primeira emissão de debêntures, ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.

Empréstimos e Financiamentos. Essa conta sofreu uma redução de R$ 264,8 milhões, passando de R$ 352,4 em 31 de março de 2006 para R$ 87,7 milhões em 31 de março de 2007, principalmente em razão da transferência para o circulante dos saldos existentes em 2005 das Senior Notes, com vencimento em julho de 2007.

Conta de compensação de custos da parcela "A". O saldo dessa conta em 31 de março de 2006, de R$ 16,8 milhões, é R$ 7,0 milhões inferior ao saldo em 31 de março de 2007, de R$ 23,8 milhões, em razão da variação do saldo de custos que compõem a CVA (energia comprada, encargos setoriais e de transmissão) abaixo da cobertura tarifária autorizada para a Companhia e que serão devolvidos aos consumidores a partir do próximo processo de reajuste tarifário.

Provisão para Contingências: O saldo desta conta passou de R$ 77,6 milhões em 31 de março de 2006, para R$ 61,1 milhões em 31 de março de 2007, registrando uma redução de R$ 16,5 milhões. A variação decorre principalmente da reversão de provisões fiscais no montante de R$ 17,8 milhões, do pagamento de R$ 8,9 milhões referente ao IOF sobre o mutuo com empresa ligada bem como do acréscimo de R$ 10,1 milhões referente ao ingresso de novas ações trabalhistas decorrente do Programa de Desligamento Voluntário e de outras causas cíveis.

Patrimônio Líquido

O Patrimônio Líquido. O patrimônio líquido da Companhia passou de R$ 636,9 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 813,8 milhões em 31 de março de 2007, devido a reversão de dividendos de R$ 81,7 milhões, aprovada na Assembléia Geral Extraordinária de 22 de dezembro de 2006, e dos lucros auferidos no período.

96

Principais alterações nas contas de resultado

Principais alterações nas contas da Demonstração do Resultado do Período

Período Encerrado em 31 de Março (Em Milhares de Reais)

Var. 06/07

2006 (%) 2007 (%) (%) Receita Operacional

Fornecimento de energia elétrica 378.966 137 446.821 136 17,9 Suprimento de energia elétrica 6.971 3 11.307 3 62,2 Disponibilização do sistema de distribuição 78.882 28 80.817 25 2,5 Outras receitas operacionais 4.665 2 3.587 1 (23,1)

469.484 169 542.532 165 15,6 Deduções da Receita Operacional - -

Quota para reserva global de reversão (3.320) (1) (3.309) (1) (0,3)Subvenção - CCC e CDE (40.543) (15) (44.976) (14) 10,9 Pesquisa desemvolvimento e eficiência energetica (1.617) (1) (3.323) (1) 105,5 Encargo de capacidade emergencial (476) (0) - (100,0)Impostos e contribuições sobre a receita (146.316) (53) (162.741) (50) 11,2

(192.272) (69) (214.349) (65) 11,5 - -

Receita Operacional Líquida 277.212 100 328.183 100 18,4 Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (110.379) (40) (136.792) (42) 23,9 Energia Livre - - Uso da rede de transmissão e distribuição (45.488) (16) (41.068) (13) (9,7) (155.867) (56) (177.860) (54) 14,1

Custo de Operação - - Pessoal (12.447) (4) (12.403) (4) (0,4)Materiais e serviços de terceiros (14.076) (5) (15.914) (5) 13,1 Depreciações e amortizações (16.548) (6) (16.996) (5) 2,7

Tributos (287) (0) (240) (0) (16,4)Outros custos de operação (949) (0) (2.040) (1) 115,0 (44.307) (16) (47.593) (15) 7,4

- - (200.174) (72) (225.453) (69) 12,6

Custo do Serviço Prestado a Terceiros 570 0 (301) (0) (152,8)Lucro Operacional Bruto 77.608 28 102.429 31 32,0 Despesas Operacionais

Despesas com vendas (3.896) (1) (6.465) (2) 65,9 Despesas gerais e administrativas (16.949) (6) (16.025) (5) (5,5)

Depreciações e amortizações (618) (0) (700) (0) 13,3 Outras despesas operacionais (1.539) (1) (5.034) (2) 227,1

(23.002) (8) (28.224) (9) 22,7 - -

Resultado do Serviço 54.606 20 74.205 23 35,9 Resultado das Participações Societárias - - -

Receitas financeiras 13.566 5 17.700 5 30,5 Despesas financeiras (25.151) (9) (29.381) (9) 16,8

Resultado Financeiro (11.585) (4) (11.681) (4) 0,8 Lucro Operacional 43.021 16 62.524 19 45,3

Receitas não operacionais 472 0 423 0 (10,4)Despesas não operacionais - (60) (0) na

Resultado não operacional 472 0 363 0 (23,1)Lucro Antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 43.493 16 62.887 19 44,6

Imposto de renda e contribuição social correntes (10.924) (4) (14.729) (4) 34,8 Imposto de renda e contribuição social diferidos (4.164) (2) (7.634) (2) 83,3 (15.088) (5) (22.363) (7) 48,2

Lucro Líquido Antes da Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 28.405 10 40.524 12 42,9

Reversão dos juros sobre capital próprio - - -Lucro Líquido do Período 28.405 10 40.524 12 42,9

Lucro Líquido por Lote de Mil Ações - R$ 4,83 6,90 42,9

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Receita Operacional Bruta

Receita Operacional Bruta. A Receita Operacional Bruta cresceu 15,6%, atingindo R$ 542,5 milhões no 1º trimestre de 2007, frente aos R$ 469,5 milhões do 1º trimestre de 2006. A variação positiva de R$ 73,0 milhões é composta pelos aumentos de R$ 67,9 milhões na Receita de Fornecimento, de R$ 4,3 milhões na Receita de Suprimento e de R$ 1,9 milhão na receita de disponibilização do Sistema de Distribuição, apesar da redução de R$ 1,1 milhão em Outras Receitas Operacionais.

Fornecimento de Energia: A Receita de Fornecimento de Energia Elétrica aumentou 17,9%, atingindo R$ 446,8 milhões no 1º trimestre de 2007, contra R$ 379,0 milhões no 1º trimestre de 2006. Este incremento é devido principalmente ao efeito do aumento médio de 16,67% aplicado nas tarifas de fornecimento em agosto de 2006 (vide Seção “Atividades da Emissora – Tarifas”). As classes Residencial e Comercial, que possuem as tarifas mais elevadas, tiveram crescimento de mercado de 8,2% e 2,7%, respectivamente. Já a classe Rural e a Industrial apresentaram redução de mercado de 13,8% e 8,3%, respectivamente. A redução na classe rural é explicada pela alta base em 2006, em que houve baixo índice pluviométrico e altas temperaturas, condição que não ocorreu em 2007. A redução da classe industrial deveu-se ao decréscimo do consumo da classe Industrial pela migração de grandes consumidores para o mercado de contratação livre (onde continuam a ser faturados pelo uso das instalações de distribuição).

Suprimento de Energia Elétrica: O saldo desta teve acréscimo de 62,2%, passando de R$ 7,0 milhões no 1º trimestre de 2006 para R$ 11,3 milhões no 1º trimestre de 2007, em função do crescimento do consumo na área de concessão da Empresa Força e Luz Santa Maria, suprida pela Escelsa.

Disponibilização do Sistema de Distribuição. A receita relativa à disponibilização do sistema de distribuição apresentou crescimento de 2,5%, passando de R$ 78,9 milhões em 31 de março de 2006 para R$ 80,8 em 2007. O aumento é reflexo da migração de clientes para o regime de contratação livre.

Outras Receitas Operacionais. As Outras Receitas Operacionais apresentaram redução de R$ 1,1 milhão, passando de R$ 4,7 milhões no 1º trimestre de 2006 para R$ 3,6 milhões no 1º trimestre de 2007, devido a correção de valores de serviços operacionais.

Deduções da Receita Operacional

Exercício social encerrado em 31 de março

2006 (%) 2007 (%) (%)

Deduções da receita operacionalQuota para reserva global de reversão (3.320) 1,7 (3.309) 1,5 (0,3)

Subvenção - CCC e CDE (40.543) 21,1 (44.976) 21,0 10,9

Pesquisa desemvolvimento e eficiência (1.617) 0,8 (3.323) 1,6 105,5

Encargo de capacidade emergencial (476) 0,2 0,0 (100,0)

Impostos e contribuições sobre a receita (146.316) 76,1 (162.741) 75,9 11,2

(192.272) 100,0 (214.349) 100,0 11,5

(Em milhares de reais)Var.

06/07

Exercício social encerrado em 31 de março

2006 (%) 2007 (%) (%)

Receita operacionalFornecimento de energia elétrica 378.966 80,7 446.821 82,4 17,9Suprimento de energia elétrica 6.971 1,5 11.307 2,1 62,2Disponibilização do sistema de distribuição 78.882 16,8 80.817 14,9 2,5Outras receitas operacionais 4.665 1,0 3.587 0,7 (23,1)

469.484 100,0 542.532 100,0 15,6

(Em milhares de reais)Var.

06/07

98

Deduções da Receita Operacional. As Deduções da Receita Operacional atingiram R$ 214,3 milhões no 1º trimestre de 2007, frente aos R$ 192,3 milhões do 1º trimestre de 2006. A variação de 11,5% decorre basicamente dos impostos (PIS/COFINS e ICMS) incidentes sobre as receitas auferidas no trimestre.

Receita Operacional Líquida

Receita Operacional Líquida. A Receita Operacional Líquida apresentou um crescimento de 18,4% no período, passando de R$ 277,2 milhões no 1º trimestre de 2006 para R$ 328,2 milhões no 1º trimestre de 2007, em decorrência das movimentações descritas anteriormente.

Custos do Serviço de Energia Elétrica

Custos do Serviço de Energia Elétrica. Esses custos aumentaram 12,6%, de R$ 200,2 milhões em 31 de março de 2006, para R$ 225,5 milhões em 31 de março de 2007. Esta variação deve-se ao aumento de R$ 3,3 milhões no Custo de Operação e ao aumento de R$ 22,0 milhões nos custos com Energia Elétrica Comprada para Revenda e Encargos do Uso da Rede Elétrica.

Custo com Energia Elétrica. As principais contas que compõem o custo com energia elétrica são a Energia Elétrica Comprada para Revenda e os Encargos de Uso da Rede Elétrica. Estes custos compõem a Parcela A da empresa que tem assegurado o repasse de sua variação aos preços de venda, pelos mecanismos do reajuste anual e Conta de Compensação de Valores da Parcela A – CVA.

Energia Comprada para Revenda. Apresentou acréscimo de 23,9% no período, atingindo R$ 136,8 milhões em 31 de março de 2007, contra R$ 110,4 milhões em 31 de março de 2006, em função da elevação da tarifa média de compra de energia com cobertura tarifária.

Encargos de Uso da Rede Elétrica. Em 31 de março de 2006 somaram R$ 45,5 milhões e, em 31 de março de 2007, R$ 41,1 milhões. Esta redução reflete os custos aprovados pelo Regulador e os níveis de cobertura aprovados pela ANEEL nos reajustes de tarifas da Companhia.

Período encerrado em 31 de março de Var.

(Em milhares de reais) 07/06

2006 % 2007 % %

Custo com energia elétrica Energia elétrica comprada para revenda (110.379) 70,8 (136.792) 76,9 23,9 Energia Livre Uso da rede de transmissão e distribuição (45.488) 29,2 (41.068) 23,1 (9,7)

(155.867) 100 (177.860) 100 14,1

Exercício social encerrado em 31 de março

2006 (%) 2007 (%) (%)

Custo de operaçãoPessoal (12.447) 28,1 (12.403) 26,1 (0,4)

Materiais e serviços de terceiros (14.076) 31,8 (15.914) 33,4 13,1

Depreciações e amortizações (16.548) 37,3 (16.996) 35,7 2,7

Tributos (287) 0,6 (240) 0,5 (16,4)

Outros custos de operação (949) 2,1 (2.040) 4,3 115,0

(44.307) 100,0 (47.593) 100,0 7,4

(Em milhares de reais)Var.

06/07

99

Custos da Operação e Despesas Operacionais. Os valores dessas rubricas somadas apresentaram aumento de 12,6%, alcançando R$ 75,8 milhões, em 31 de março de 2007, contra R$ 67,3 milhões, em 31 de março de 2006. A variação de R$ 8,5 milhões é reflexo principalmente: (i) da redução verificada de R$ 2,9 milhões na rubrica de Pessoal, proporcionada pelo PDV, programa que está inserido no âmbito do projeto vanguarda do Grupo EDP – Energias do Brasil; (ii) do crescimento de R$ 2,2 milhões da rubrica Serviços de Terceiros em decorrência, principalmente, dos custos vinculados ao atendimento ao consumidor; e (iii) do crescimento de R$ 4,4 milhões das Outras Despesas em função da complementação de provisões de benefícios a colaboradores aposentados.

Resultado do Serviço

Exercício social encerrado em 31 de março

(Em milhares de reais) var. 06/072006 2007 (% )

Resultado do serviço Receita Operacional Bruta 469.484 542.532 15,6%(-) Deduções à Receita Operacional (192.272) (214.349) 11,5%(=) Receita Operacional Líquida 277.212 328.183 18,4%(-) Despesas Operacionais: (222.606) (253.978) 14,1%(=) Resultado do Serviço 54.606 74.205 35,9%Depreciação e Amortização 17.166 17.696 3,1%Margem Operacional (Margem do EBIT) % 19,7% 22,6% -

LAJIDA (EBITDA Ajustado) * 71.772 91.901 28,0%Margem LAJIDA (EBITDA Ajustado) % 25,9% 28,0% -

* EBITDA Ajustado= Lucro antes de impostos, juros, depreciação, amortização e resultado não operacional

Resultado do Serviço. O Resultado do Serviço cresceu de R$ 54,6 milhões no 1º trimestre de 2006, para R$ 74,2 milhões no 1º trimestre de 2007, representando um crescimento de 35,9%, resultado das variações descritas anteriormente. O EBITDA Ajustado apresentou uma elevação de R$ 20,1 milhões para o período, passando de R$ 71,8 milhões no 1º trimestre de 2006, para R$ 91,9 milhões no 1º trimestre de 2007. Em conseqüência, a margem do EBITDA cresceu de 25,9% no 1º trimestre de 2006 para 28,0% no 1º trimestre de 2007.

Resultado Financeiro Líquido

A despesa financeira do 1º trimestre de 2007, equivalente a R$ 11,7 milhões, não apresenta variação do resultado no primeiro trimestre do ano anterior, de despesa de R$ 11,6 milhões.

Imposto de Renda e Contribuição Social

Os impostos provisionados no 1º trimestre de 2007 foram de R$ 22,4 milhões, em comparação aos R$ 15,1 milhões provisionados no 1º trimestre de 2006. A variação é decorrente do resultado obtido no período. Estes valores refletem a aplicação das alíquotas de 25% para o Imposto de Renda e de 9% para a Contribuição Social sobre o lucro auferido antes dos impostos e participações, ajustado pelas adições / deduções ao lucro real.

Lucro Líquido

Como resultado do acima exposto, o Lucro Líquido do 1º trimestre de 2007 foi de R$ 40,5 milhões, superior aos R$ 28,4 milhões obtidos no 1º trimestre de 2006.

Exercício social encerrado em 31 de março

2006 (%) 2007 (%) (%)

Despesas operacionaisDespesas com vendas (3.896) 16,9 (6.465) 22,9 65,9

Despesas gerais e administrativas (16.949) 73,7 (16.025) 56,8 (5,5)

Depreciações e amortizações (618) 2,7 (700) 2,5 13,3

Outras despesas operacionais (1.539) 6,7 (5.034) 17,8 227,1

(23.002) 100,0 (28.224) 100,0 22,7

(Em milhares de reais) Var. 06/07

100

VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

GERAL

A capacidade total das centrais de geração de energia elétrica instaladas no Brasil, em dezembro de 2004, era de 90,7 GW, segundo a ANEEL. Em 2003, o MME aprovou um plano decenal de expansão de acordo com o qual a capacidade total de geração de energia instalada do Brasil está projetada para atingir 117.473 MW até 2012, dos quais 90.022 MW (76,6%) seriam de origem hidrelétrica, 17.072MW (14,5%) de termelétricas, 8.201 MW (7,0%) de pequenas usinas e 2.178 MW (1,9%) representativos de parcela a ser importada por meio do SIN. Segundo dados divulgados pela ANEEL, o Brasil possui no total 1.435 empreendimentos de geração em operação, gerando 92.481.722 kW de potência. Para o futuro, a ANEEL prevê um total de 8.694MW gerados por usinas entrando em operação entre 2004 e 2008.

Aproximadamente 42% da capacidade instalada de geração de energia dentro do Brasil é atualmente de propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é responsável também por 70% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia, tais como a CESP - Companhia Energética de São Paulo, a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, e a Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, dentre outras.

Atualmente, empresas privadas possuem aproximadamente 39%, 69% e 11% do mercado de geração, distribuição e transmissão (rede básica), respectivamente, em termos de capacidade total.

O mercado de distribuição de energia elétrica é atendido por 64 concessionárias, estatais ou privadas, de serviços públicos que abrangem todo o País. As concessionárias estatais estão sob controle dos governos federal, estaduais e municipais. Em várias concessionárias privadas verifica-se a presença, em seus grupos de controle, de diversas empresas nacionais, norte-americanas, espanholas e portuguesas. Essas concessionárias atendem cerca de 47 milhões de unidades consumidoras, das quais 85% são consumidores residenciais, e estão presentes em mais de 99% dos municípios brasileiros.

Entre 1996 e 2004, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu a uma taxa acumulada média de 2,79% a.a., totalizando um crescimento de 24,65% neste período. O Produto Interno Bruto do país no mesmo período cresceu a taxas bastante similares (2,52% a.a., totalizando 22,06%), sinalizando uma forte correlação entre crescimento econômico e consumo de energia elétrica. O consumo de energia no Brasil registrou em 2004 um total de 320.772 GWh, valor 4,5% superior ao de 2003, representando um crescimento comparável à evolução do PIB no mesmo período que foi de 4,9%. Para os próximos anos espera-se que o crescimento no consumo de energia permaneça correlacionado com o desempenho econômico do país.

Segundo o último balanço energético nacional levantado pela EPE, em 2006, o segmento de distribuição de energia elétrica demandou 347.370 GWh, dos quais 24,71% foram para clientes residenciais, 44,45% industriais, 15,92% comerciais e 14,92% para outros tipos de clientes.

HISTÓRICO E REGULAMENTAÇÃO

A Constituição brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal ou por governos estaduais. A partir de meados dos anos 90, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em geral, essas medidas visavam a aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, ao passo que o Governo Federal se concentraria nas funções de formulador e supervisor da execução de políticas e regulamentos para o setor.

101

Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:

Em 13 de fevereiro de 1995, o Governo Federal promulgou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (i) exigiram que todas as novas concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios; (ii) disciplinaram a prorrogação das concessões existentes; (iii) gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa adquirissem energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, hipótese em que passam a ser designados Consumidores Livres; (iv) trataram da criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica - PIE(s), que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua conta e risco, a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros; e (v) concederam aos Consumidores Livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, mediante ressarcimento do custo de transporte envolvido.

A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de algumas geradoras e diversas distribuidoras detidas pela Eletrobrás e por vários Estados foi vendida a investidores privados.

Em 15 de agosto de 1995, foi introduzida a Emenda Constitucional n.º 6, que permitiu ao Governo Federal outorgar autorização ou concessão para a exploração dos potenciais de energia hidráulica a empresas brasileiras ou empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração situadas no Brasil.

Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do setor. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra, compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL, sendo que a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso a fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica durante o período de transição que culminaria no estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e competitivo; (iii) criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e (iv) estabelecimento de processos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica.

Em 2001, o país enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de 2002. Em conseqüência, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas de redução de consumo para as classes residenciais e industriais chegavam a 20%.

Em 12 de dezembro de 2001, foi instituído o Acordo Geral do Setor Elétrico o qual visava solucionar questões referentes ao plano de redução incentivada do consumo de energia, prevendo a compensação das perdas de companhias de geração e distribuição de energia elétrica, de modo a evitar questionamentos judiciais relacionados às obrigações previstas nos Contratos Iniciais e ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão.

102

Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução moderada da demanda. A economia de energia durante o período em que o plano de redução incentivada do consumo esteve em vigor foi de 26 mil MWh, incluindo a redução no consumo registrada na Região Norte, que saiu do racionamento no dia 1º de janeiro de 2002. O total de energia economizada correspondeu ao consumo, durante um ano, de 7,2 milhões de residências que gastam em média 300 KWh por mês.

A Lei n.º 10.438/02, conforme alterada, trouxe para o setor elétrico brasileiro algumas novidades, tais como: (a) o estabelecimento de diretrizes para o enquadramento de consumidores na subclasse “residencial baixa renda”; (b) a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; (c) a previsão da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras das perdas financeiras provenientes do racionamento; (d) a criação da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e (e) regras sobre metas para universalização dos serviços públicos de energia elétrica a serem cumpridas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

A Lei n.º 10.604/02, (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta de sua concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências.

Em 4 de agosto de 2003, foi instituído o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, mediante a concessão de financiamento do BNDES às distribuidoras, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de valores relativos à Parcela A das tarifas de energia elétrica (CVA).

Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo por meta proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi regulamentada por diversos decretos editados pelo Governo Federal e por resoluções da ANEEL.

CONCESSÕES

As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou à ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do Poder Concedente.

A Lei de Concessões estabelece, entre outras matérias, as condições que a concessionária deve cumprir ao fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:

responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tais como interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem;

103

alterações na participação controladora. O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária;

intervenção pelo Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais e regulatórias;

término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de encampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade deve ser declarada pelo Poder Concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados. A concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária; e

término por decurso do prazo. Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados à prestação dos serviços de energia revertem à União. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.

De acordo com a Lei de Concessões, as concessões de energia elétrica poderão ser extintas nos seguintes casos:

pelo advento do termo final do contrato;

pela encampação dos serviços, que consiste na retomada dos serviços pelo Poder Concedente em virtude de relevante interesse público, mediante autorização legislativa;

pela caducidade, que consiste na rescisão do contrato de concessão unilateralmente pelo Poder Concedente em decorrência de descumprimento de obrigações regulamentares ou contratuais do concessionário, conforme apurado em processo administrativo;

pela rescisão, que poderá ser de comum acordo entre as partes ou decorrente de decisão judicial irrecorrível proferida em processo proposto pelo concessionário;

pela anulação decorrente de vício ou irregularidade constatados no procedimento ou no ato de sua outorga; e

em caso de falência ou extinção da concessionária.

Após a extinção da concessão, todos os bens vinculados ao serviço prestado, bem como todos os direitos e privilégios cedidos ao concessionário, serão revertidos à União.

CONSTITUIÇÃO DE GARANTIAS FINANCEIRAS

A Lei n.º 10.604/02, estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e, excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes da vigência da Lei.

104

A Resolução ANEEL n.º 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento dos bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que se trata e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de energia elétrica garantidora.

Os agentes integrantes da CCEE deverão apresentar garantias financeiras com o objetivo de dar segurança ao mercado de energia elétrica, minimizando o risco de inadimplência no processo de liquidação financeira da energia vendida na CCEE.

Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa n.º 150/05 que altera a forma de cálculo das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas não serão considerados no histórico desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos.

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO – P&D

As concessionárias e autorizados do serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica são obrigados a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% de sua receita operacional líquida, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. As empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de instalações eólicas, solares, de biomassa e PCHs estão isentas desta obrigação.

UNIVERSALIZAÇÃO

O programa de universalização do fornecimento de energia elétrica foi criado pela Lei n.º 10.438/02, e refere-se à obrigação do atendimento a todos os pedidos de nova ligação para fornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras com carga instalada menor ou igual a 50 kW, em tensão inferior a 2,3 kV, ainda que necessária a extensão de rede de tensão inferior ou igual a 138 kV, sem ônus para o solicitante.

PENALIDADES

A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as penalidades com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Quando a infração é caracterizada como multa, os valores atingidos podem chegar a até 2% da receita oriunda da venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e o ISS) no período de 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração. Determinadas infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a prévia e expressa autorização da ANEEL, em relação a certas condutas, inclusive:

celebração de contratos entre partes relacionadas;

venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados, bem como dá-los em garantia, em especial conceder aval, fiança, penhor, hipoteca ou qualquer outro comprometimento do patrimônio relacionado à concessão ou permissão, ou a receita dos serviços de energia elétrica; e

105

proceder a alteração do estatuto social, transferir ações que implique mudança de seu controle acionário, assim como efetuar reestruturação societária da concessionária.

PRINCIPAIS AUTORIDADES

Ministério de Minas e Energia - MME

Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do MME, assumiu certas obrigações que estavam previamente sob a responsabilidade da ANEEL, destacando-se a outorga de concessões e a emissão de instruções para os processos de licitação para concessões referentes aos serviços públicos. O MME é o principal órgão do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder Concedente em nome do Governo Federal, e tendo como sua principal atribuição o estabelecimento das políticas, das diretrizes e da regulamentação do setor.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma autarquia federal. Depois da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL passou a ser de regular e supervisionar o setor elétrico, em linha com a política a ser adotada pelo MME e com as atribuições a ela delegadas pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão.

Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE

Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para prestar assessoria ao Presidente da República no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. O CNPE foi criado com a finalidade de otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento de energia elétrica ao país.

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

O ONS, criado em 1998, é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores, transmissores, distribuidores e Consumidores Livres, além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do SIN, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento da operação da geração e transmissão; a organização e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais; a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor; o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do sistema elétrico; apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores.

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Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE e sua sucessora a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O MAE foi originalmente instituído como um órgão não-personificado, instituído por meio de um Acordo de Mercado elaborado pelos próprios participantes, segundo regras de participação estabelecidas pela ANEEL e sujeito à homologação desta, sendo responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo (Lei de Reestruturação do Setor Elétrico). A partir de 2002, o MAE passou a ser organizado como uma pessoa jurídica de direito privado e ficou sujeito à autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL. Os agentes do MAE incluíam todas as grandes geradoras, comercializadores (inclusive distribuidoras) e importadores e exportadores de energia elétrica. Geradoras de menor porte também eram elegíveis para participar do MAE. O MAE calculava e publicava o preço à vista (PMAE) da energia elétrica tomando por base critérios aprovados pela ANEEL e com dados gerados pelo ONS. O preço à vista da energia elétrica era determinado levando em consideração, entre outros fatores: (i) a utilização ótima dos recursos energéticos; (ii) o equilíbrio entre sua oferta e demanda; (iii) a carga dos agentes conectados ao SIN; e (iv) a projeção de carga de energia elétrica.

O MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram absorvidos em 12 de novembro de 2004 pela CCEE, criada por força da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. A CCEE foi constituída sob a forma de pessoa jurídica de direito privado sob a regulamentação e fiscalização da ANEEL com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica entre seus agentes no SIN. São agentes com participação obrigatória na CCEE: (a) os concessionários, permissionários ou autorizados de geração que possuam central geradora com capacidade instalada igual ou superior a 50MW, (b) os autorizados para importação ou exportação de energia elétrica com intercâmbio igual ou superior a 50MW, (c) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior, (d) os concessionários, permissionários ou autorizados de serviços e instalações de distribuição de energia elétrica cujo volume comercializado seja inferior a 500GWh/ano, referido ao ano anterior, quando não adquirirem a totalidade da energia de supridor com tarifa regulada, (e) os autorizados de comercialização de energia elétrica, cujo volume comercializado seja igual ou superior a 500 GWh/ano, referido ao ano anterior e (f) os Consumidores Livres e os consumidores que adquirirem energia diretamente de empreendimentos de fonte solar, eólica, biomassa ou PCHs com potência igual ou inferior a 30MW.

Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões públicos no ACR. A CCEE é responsável também, dentre outras atribuições, (a) pelo registro de todos os contratos de comercialização de energia no ACR e os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e energia dos contratos celebrados no ACL, e (b) pela contabilização e liquidação da diferença entre os montantes efetivamente gerados ou consumidos e aqueles registrados por meio de contratos bilaterais e dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energia elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) será calculado pela CCEE e levará em conta, dentre outros fatores, (a) a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para atendimento das cargas do sistema, (b) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (c) o custo do déficit de energia elétrica.

CONVENÇÃO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE e as condições de comercialização de energia elétrica.

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A Convenção de Comercialização de Energia Elétrica define, dentre outros, as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, as penalidades e sanções a serem impostas aos agentes, forma de solução de conflitos, condições relativas à comercialização de energia elétrica no ACR e no ACL e o processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo.

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Criada em 16 de agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar o MME.

Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou CMSE, que atua sob a direção do MME e é composto por representantes da ANEEL. As principais atribuições do CMSE serão (i) acompanhar as atividades do setor energético, (ii) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (iii) elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção e/ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletro-energético, encaminhado-as ao CNPE.

O NOVO MODELO PARA O SETOR

Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço para reestruturar o setor elétrico a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia a tarifas moderadas por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a partir de maio de 2004, e está sujeita à regulamentação posterior a ser emitida pela ANEEL e pelo MME.

A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal. Porém, se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, parte do marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do Setor Elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões públicos de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

criação de dois ambientes distintos para comercialização de energia, com (1) um para contratação da energia destinada às empresas de distribuição, chamado ACR, operado a partir de leilões de compra de energia; e (2) um outro mercado com regras de comercialização mais flexíveis, para geradores, Consumidores Livres e empresas de comercialização de energia, chamado ACL;

a obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para satisfazer 100% da sua demanda;

existência de lastro físico de geração para toda a energia comercializada em contratos;

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restrições a certas atividades de distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu principal negócio, a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores;

restrição ao auto-suprimento (self-dealing), para fornecer um incentivo para que distribuidoras contratem energia a preços mais competitivos, ao invés de comprar energia de partes relacionadas;

cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação; e

proibição de as distribuidoras venderem eletricidade aos Consumidores Livres a preços não regulamentados e de desenvolverem atividades de geração e de transmissão de energia elétrica.

Ademais, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, que é um programa criado pelo governo em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163/04, que: (i) regulamenta a comercialização de energia elétrica nos ACR e ACL; e (ii) dispõe sobre o processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre:

regras gerais de comercialização de energia elétrica;

comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

comercialização de energia elétrica no ACR;

contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e

outorgas de concessão.

Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de (i) todo agente consumidor de energia elétrica contratar a totalidade de sua carga; e (ii) todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente lastro físico para a venda de energia (mediante garantia física de energia proporcionada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.

Segundo as regras de comercialização de energia elétrica no ACR, a forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu mercado será, essencialmente, por meio dos leilões de compra de energia. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de aquisição de energia proveniente (i) de geração distribuída, (ii) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA, (iii) de contratos de compra e venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (iv) de Itaipu. Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano.

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Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, Autoprodutor ou Consumidor Livre deve declarar, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, para cada um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deverá declarar, até sessenta dias antes de cada leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de novos empreendimentos, os montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Além disso, as distribuidoras devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento aos consumidores que, apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem Consumidores Livres, não exerceram tal opção e ainda são atendidos pela sua concessionária de distribuição.

Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração serão realizados: (i) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes (i) realizados no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”); e (ii) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores ao respectivo leilão.

Os editais dos leilões serão elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento. Os vencedores de cada leilão de energia realizado no ACR deverão firmar os CCEAR com cada distribuidora, em proporção às respectivas declarações de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste, em que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição.

Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 35 anos, enquanto que os CCEAR provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Em 2005, o CCEAR dos leilões A-1 poderão ter duração de 3 anos.Os contratos provenientes do leilão de ajuste terão prazo máximo de dois anos.

Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto n.º 5.163/04 estabelece três possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam (i) compensação pela perda de consumidores para o mercado livre (que se tornaram Consumidores Livres), (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e (iii) adaptação às variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados até 11 de dezembro de 2003.

Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de Energia

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, negócios de compra e venda de energia serão realizados em dois mercados: (1) o ACR, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de distribuição por meio de leilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) ACL, que inclui a compra e venda de energia livremente negociada por geradores, Consumidores Livres e comercializadores.

A energia gerada por (1) aproveitamentos caracterizados como geração distribuída, conectados diretamente no sistema elétrico do comprador (normalmente, usinas de co-geração e PCHs), (2) usinas qualificadas de acordo com o PROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia ao ACR. A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em Dólar e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, em conformidade com a variação da taxa de Dólar/real. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A discutido abaixo em “Tarifas de Distribuição”.

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AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO REGULADA - ACR

No ACR, empresas de distribuição compram energia para seus mercados de energia por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia serão feitas por meio de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Esses tipos de contratos estarão formalizados por meio de um Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR.

Nos termos do Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinado volume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, a geradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao ACR. Se o gerador tiver um contrato de disponibilidade de energia, não haverá liquidação de diferenças para o gerador, pois o resultado líquido da contabilização das diferenças de todos os geradores contratados nessa modalidade será alocado ao pool, para repasse aos consumidores regulados. Assim, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados às distribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras são repassados aos consumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEAR.

AMBIENTE DE CONTRATAÇÃO LIVRE - ACL

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

Consumidores potencialmente livres são aqueles que podem exercer a opção por outro supridor de energia elétrica, sendo caracterizado por:

se ligados após 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW e em qualquer nível de tensão;

se ligados antes de 8 de julho de 1995, com demanda contratada acima de 3 MW, mas atendidos em nível de tensão maior ou igual a 69 kV.

Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser servidos por supridores, que não sua empresa local de distribuição, desde que contratando energia de fontes incentivadas de energia alternativa, tais como usinas de biomassa, energia eólica, solar, ou Pequenas Centrais Hidrelétricas.

Os consumidores potencialmente livres que tenham contratos com prazo indeterminado com uma distribuidora de energia elétrica só poderão optar pelo ACL, com entrega da energia a partir do ano subseqüente à opção, até 15 dias antes da data em que o agente distribuidor deve informar ao Ministério de Minas e Energia a sua necessidade anual de compra de energia elétrica para entrega no ano seguinte.

Uma vez que um consumidor tenha optado pelo ACL, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério do distribuidor. Tal exigência prévia busca, além de evitar comportamentos oportunistas pelo consumidor potencialmente livre, garantir que o distribuidor possa comprar energia adicional no ACR sem impor custos extras ao seu mercado cativo.

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A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto a geradoras de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir aos Consumidores Livres. Geradoras estatais podem vender energia a Consumidores Livres, mas diferentemente das geradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de um processo público, o que garante transparência e acesso igual às partes interessadas.

Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores de forma regulada o fazem a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até março de 2008, por meio de um processo denominado de realinhamento tarifário.

Eliminação do Auto-suprimento (self-dealing)

Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no ACR, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podiam atender até 30% de suas necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, não será mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem concomitantemente como vendedoras e compradoras.

Atividades Restritas

Distribuidoras do SIN não podem (1) desenvolver atividades relacionadas a geração e transmissão de energia, (2) vender energia a Consumidores Livres, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, ou (4) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu um período de transição de 18 meses para as empresas se ajustarem a essas regras, e a ANEEL pode prorrogar esse prazo por outros 18 meses (uma única vez) na hipótese de as empresas não serem capazes de cumprir as exigências dentro do período prescrito.

Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e aprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em seus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo.

Durante o período de transição (1998-2005) para o mercado de energia livre e competitivo estabelecido pela legislação anterior, compra e venda de energia entre concessionárias de geração e de distribuição deveriam ocorrer por meio dos Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição era o de permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os participantes do mercado contra a exposição aos preços do mercado de curto prazo, potencialmente voláteis. Durante esse período, os Contratos Iniciais seriam reduzidos em 25% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-se em 31 de dezembro de 2005.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua energia não contratada no ACR ou no ACL. Quando os Contratos Iniciais venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no ACR ou no ACL. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração, públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não foram obrigadas a reduzir 25% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos.

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Compras de Energia de Acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no ACR e no ACL, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de comercialização de energia e ao método de repasse de custos aos consumidores finais.

A regulamentação determina que os agentes compradores de eletricidade devem contratar toda a demanda de energia necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas de acordo com as diretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) relacionado a 100% de seus contratos de venda às instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes que não cumprirem tais exigências estão sujeitos a multas impostas pela ANEEL.

Desde janeiro de 2005, todas as empresas de distribuição são obrigadas a notificar ao MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de mercado estimado de energia para cada um dos cinco anos subseqüentes. Além disso, as empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar para atender seus consumidores que, apesar de apresentarem os requisitos regulatórios para se tornarem Consumidores Livres, não exerceram tal opção.

O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das instalações de geração que têm permissão para participar dos leilões a cada ano.

A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de contratação de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos em “O Leilão de 2004” e “Leilões Subseqüentes”, abaixo.

Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a empresa de distribuição pode comprar energia de geração distribuída (empresas de geração ligadas diretamente ao sistema da empresa de distribuição) e, compulsoriamente, adquirir cotas de energia proveniente da fase inicial do PROINFA e de Itaipu.

Leilões – Energia Existente, Novos Projetos e Ajustes

Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-3”). Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (1) realizados um ano antes da data da entrega inicial (mencionados como leilões “A-1”) e (2) realizados no máximo quatro meses antes da data da entrega e com o montante contratado limitado até 1% da carga total contratada do agente de distribuição (mencionados como “ajustes de mercado”). Os editais para os leilões serão preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME.

Cada empresa de geração vencedora nos leilões assina um contrato de compra de energia com cada empresa de distribuição, na proporção da respectiva demanda estimada de energia das empresas de distribuição. A única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos são celebrados entre empresas vendedoras específicas e empresas de distribuição. O CCEAR de ambos os leilões A-5 e A-3 têm prazos que variam entre 15 e 30 anos, e o CCEAR dos leilões A-1 tem prazo variado entre 3 e 15 anos. Contratos resultantes dos leilões de ajuste do mercado serão limitados a uma duração de dois anos.

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Primeiro Leilão de Energia Existente

Em 7 de dezembro de 2004, a CCEE realizou o primeiro leilão de energia existente, conforme as condições estabelecidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Com base nas declarações de necessidades de mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu o montante total de energia a ser comercializado no leilão de 2004. A energia ofertada para compra foi adquirida por meio de contratos que previam o fornecimento às distribuidoras pelo período de 2005 a 2012 (por um preço médio de R$57,5 por MWh), de 2006 a 2013 (por um preço médio de R$67,3 por MWh), e de 2007 a 2014 (por um preço médio de R$75,5 por MWh). O volume total de energia negociado no leilão foi de, aproximadamente, 1,1 bilhão de MWh e o volume financeiro foi da ordem de R$74,7 bilhões.

Segundo Leilão de Energia Existente

Ainda objetivando concluir a fase de transição, em 2 de abril de 2005 ocorreu o segundo leilão de energia existente, para entregas a partir do ano de 2008, com contratos de comercialização de energia elétrica com duração de 8 anos. Nesse leilão, o volume financeiro negociado foi da ordem de R$7,7 bilhões. As geradoras venderam cerca de 93 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio R$83,1 por MWh.

Terceiro e Quarto Leilões de Energia Existente

Em 11 de outubro de 2005, ocorreram o terceiro e o quarto leilões de energia existente, para o suprimento a partir de 2006 até 2008 e de 2009 até 2016. O volume financeiro negociado no terceiro e quarto leilões, respectivamente, foi da ordem de R$168, 9 milhões e de R$7,7 bilhões. No terceiro leilão, as geradoras venderam cerca de 2 milhões de MWh para as distribuidoras, a um preço médio de R$62,9 por MWh. No quarto leilão, as geradoras venderam cerca de 81 milhões de MWh a um preço médio de R$94,9 por MWh.

Primeiro Leilão de Energia Nova

Em 16 de dezembro de 2005, foi realizado o primeiro leilão de energia proveniente de novos empreendimentos e de empreendimentos existentes ou de projetos de ampliação que haviam, cumulativamente, (i) obtido outorga de concessão ou de autorização até 16 de março de 2004, (ii) entrado em operação comercial a partir de 1º de janeiro de 2000 e (iii) cuja energia não tivesse sido contratada até 16 de março de 2004. Com base nas declarações de necessidades de mercado das distribuidoras, o MME estabeleceu a contratação da energia proveniente de empreendimentos hidrelétricos por meio de CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010, durante trinta anos cada. Para a contratação da energia proveniente de empreendimentos termoelétricos, foram celebrados CCEAR com início de suprimento em 2008, 2009 e 2010 e durante quinze anos cada. Foram vendidos cerca de 564 milhões de MWh a um preço médio de R$121,2 por MWh, constituindo um volume financeiro negociado de, aproximadamente, R$68 bilhões.

Segundo Leilão de Energia Nova

Em 29 de junho de 206, foi realizado o 2º Leilão de Energia Nova, no qual foi transacionado um total de 1.682 MWmédios, através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 128,13/MWh. A energia contratada será entregue a partir de 01 de janeiro de 2009.

Terceiro Leilão de Energia Nova

No 3º Leilão de Energia Nova, realizado em 10 de outubro de 2006, foi transacionado um total de 1.104 MWmédios através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos, e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 126,16/MWh. A energia contratada será entregue a partir de 01 de janeiro de 2011.

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Redução do Nível de Energia Contratada

O Decreto n.º 5.163/04, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs (1) para compensar o exercício da opção de compra de energia proveniente de outro fornecedor, pelos consumidores que se tornarem Consumidores Livres atendidos de forma regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (2) de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até 4% do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores e (3) na hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004.

Limitação de Repasse

As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3, calculado para todas as empresas de distribuição, cria um incentivo para empresas de distribuição contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercialização de energia dos novos projetos de geração de energia, firmados em A-5. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:

não repasse dos custos referentes aos volumes de sobrecontratação que ultrapassem 103% da carga anual de fornecimento da distribuidora;

durante os três primeiros anos de entrega, repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energia adquirida exceder 2% da demanda verificada 2 anos antes (ou seja, em “A-5”);

repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior de Contratação” definido pelo Decreto n.º 5.163/04;

de 2005 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estão limitadas a 1% da carga das empresas de distribuição verificada no ano anterior ao da declaração de necessidade da distribuidora. Se a energia adquirida no leilão “A-1” exceder o limite de 1%, o repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais está limitado a 70% do valor médio de tais custos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração;

o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e

se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo às tarifas dos consumidores será sempre equivalente ao menor valor entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e o VR, representando um risco de preço às distribuidoras.

Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu

A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL, proporcionais ao mercado consumidor de cada distribuidora. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em Dólar e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, conforme a variação da taxa de Dólar/real. Não obstante, essas flutuações no custo da energia comprada de Itaipu compõem a CVA, compensadas em reajustes tarifários futuros.

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ESCASSEZ DE ENERGIA E RACIONAMENTO

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em situação na qual o Governo Federal decrete redução compulsória do consumo de energia elétrica em certa região, todos os Contratos de Energia no ACR, registrados na CCEE, na qual o comprador estiver localizado, terão suas quantidades ajustadas na mesma proporção da redução de consumo.

TARIFAS PELO USO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E TRANSMISSÃO

A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) uma tarifa pelo transporte de energia no sistema da distribuidora (tarifas de uso do sistema de distribuição), ou TUSD, e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, compreendendo a Rede Básica e suas instalações auxiliares, ou TUST. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado Sul/Sudeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu.

TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição

A TUSD é paga por concessionárias e Consumidores Livres, pelo uso do sistema de distribuição de uma empresa de distribuição à qual estão conectados, sendo revisada anualmente, levando-se em conta, principalmente, dois fatores: a inflação verificada no ano e os investimentos de expansão, manutenção e operação da rede verificadas no ano anterior, de acordo com a variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação e manutenção da rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. Atualmente a TUSD é composta por duas parcelas. Uma denominada “TUSD encargos” cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pela demanda contratada. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW.

A diminuição da arrecadação decorrente da saída do Consumidor Livre não impõe necessariamente à distribuidora redução nas suas margens de lucro, uma vez que a remuneração dos investimentos se dá por meio da TUSD, tarifa que permanece sendo auferida pela distribuidora. Porém, os clientes que se tornam clientes livres deixam de pagar a RTE criada para compensar distribuidores e geradores de eletricidade pelas perdas sofridas durante o racionamento. Assim, a saída do cliente livre pode afetar a capacidade de uma distribuidora de recuperar o valor integral da RTE.

TUST - Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão

A TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e Consumidores Livres pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que incorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL, proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da rede, inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e Consumidores Livres, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outras partes da rede que são de propriedade de empresas de transmissão mas não consideradas como parte da rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão.

Tarifa de Transporte de Itaipu

A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em corrente contínua e alternada, que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema é remunerado por uma tarifa específica chamada de tarifa de transporte de Itaipu, paga pelas empresas que compulsoriamente compram energia de Itaipu, proporcionalmente às respectivas quotas.

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TARIFAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

Os valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétrica prevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide a receita das concessionárias de distribuição em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (1) custos exógenos aos da distribuidora (chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:

custos de aquisição de energia elétrica para revenda em ambientes de contratação regulada;

custos de energia comprada de Itaipu;

custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes;

custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição;

encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, P&D, ECE; e

compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (CFURH).

Para contratos de compra de energia pelas distribuidoras, celebrados até 16 de março de 2004, ficaram mantidas as normas para cálculo do repasse dos custos de aquisição da energia, com limites de repasse dos preços de compra às tarifas dos consumidores da distribuidora, baseados em Valores Normativos, determinados pela ANEEL. Para contratos de compra de energia celebrados após aquela data, os critérios de repasse foram alterados, conforme explicado anteriormente no item “Limitação de Repasse” (vide Seção “O Setor de Energia Elétrica no Brasil – O Novo Modelo para o Setor”).

A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias (principalmente custos operacionais).

O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste Anual de Tarifa. Os custos da Parcela A são geralmente totalmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com o índice IGPM, ajustado por um fator chamado de X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional).

As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das tarifas com intervalos que geralmente variam entre três e cinco anos. Nessas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculado com base em dois componentes: (i) Xa, estabelecido a cada ano, é calculado considerando a diferença entre os índices de inflação IPCA e o IGPM multiplicada pelos custos totais com pessoal da distribuidora (uma vez que os aumentos de salários se baseiam no IPCA e os aumentos da Parcela B se baseiam no IGPM) e; e (ii) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos de produtividade da concessionária devido ao crescimento de mercado.

O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGPM que deve ser aplicada ao componente da Parcela B nos reajustes anuais. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X (devido à aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos de produtividade das empresas de distribuição com os clientes finais.

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Em 31 de outubro de 2006, a ANEEL editou a Resolução Normativa nº 231, que estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica. No período entre 2007 e 2010, todas as 64 distribuidoras passarão pelo processo de revisão tarifária periódica.

Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária, analisadas caso a caso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusive impostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos.

Desde 2002, clientes de baixa renda têm-se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo Governo Federal através da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiado pela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto n.º 4.336, de 15 de agosto de 2002, foi determinado que as empresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas resultante da Tarifa Especial pelo Governo Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estatais federais e da CDE.

REMUNERAÇÃO DAS GERADORAS

Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geração não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas.

No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos Contratos Bilaterais, os preços são livremente negociados entre as partes.

As limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os preços de energia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor Normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente poderão vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Exceto quando o gerador é caracterizado como serviço público de geração, tal restrição não se aplica à venda de energia no ACL, em que as geradoras produtoras independentes de energia podem vender sua energia a preços livremente negociados.

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA

A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei de Reestruturação do Setor Elétrico de 27 de maio de 1998, conforme alterada, e no Decreto n.º 2.655 de 02 de julho de 1998, conforme alterado, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, entre os quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, os agentes comercializadores e/ou importadores de energia. Diferentemente da prestação dos serviços de distribuição e transmissão, cujos preços são regulados, na comercialização de energia elétrica os preços são fixados livremente, balizados pelas condições de mercado.

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ASPECTOS CONCORRENCIAIS

Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada):

nenhuma geradora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá deter mais de 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% da capacidade instalada da região norte/nordeste;

nenhuma distribuidora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá responder por mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição na região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição na região norte/nordeste;

nenhuma companhia de comercialização, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá negociar mais de 20% da energia comercial final do Brasil (consumidores finais), 20% da energia elétrica comercial intermediária do Brasil (entre empresas), e 25% do mercado comercial total do Brasil (consumidores e empresas); e

nenhuma distribuidora poderá adquirir de geradora afiliada ou gerar por si mais de 30% das necessidades de energia total de seus consumidores cativos (denominado limite de auto-contratação).

As geradoras e distribuidoras sujeitas aos limites acima são companhias ou consórcios detentores de concessões, permissões ou autorizações, conforme o caso, para gerar ou distribuir energia elétrica, ou agentes que detêm ações do grupo de controle da empresa geradora ou distribuidora. No caso de agente que detenha ações do grupo de controle de empresa geradora ou distribuidora, o cálculo de tais limites toma por base o número de ações ordinárias da companhia detidas pelo agente nestas empresas. No caso de sociedade de responsabilidade limitada, o cálculo toma por base a participação do agente no capital da companhia.

A chamada auto-contratação (autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica de empreendimento de geração próprio) não será mais permitida, exceto em relação a contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.

A DESVERTICALIZAÇÃO NO ÂMBITO DO NOVO MARCO REGULATÓRIO

A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma verticalmente integrada, tendo como objeto a segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995. Basicamente, o processo de desverticalização tem como objetivos (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando a contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público, permitindo a aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da gestão e permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii) efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível (geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede (transmissão e distribuição).

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A Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, que dispõe sobre a comercialização de energia elétrica, determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i) de geração; (ii) de transmissão, (iii) de venda de energia a Consumidores Livres; (iv) de participação em outras sociedades, direta ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros necessários à prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao objeto social, exceto nos casos previstos em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio mercado desde que inferior a 500 GWh/ano e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL.

As atividades estranhas aos serviços públicos de distribuição de energia elétrica desenvolvidas por concessionárias de acordo com os respectivos contratos de concessão deverão ser incluídas como fontes alternativas de receita da concessionária e os rendimentos advindos de tais atividades serão considerados para a determinação dos valores das tarifas aplicáveis, com vistas à modicidade tarifária dos serviços de energia elétrica.

Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia elétrica no SIN.

As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia elétrica deveriam adaptar-se às regras de desverticalização referidas acima no prazo de até 18 meses a contar da publicação da Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico, isto é, setembro de 2005.

O prazo acima estabelecido poderá ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, por igual período, se efetivamente comprovada a impossibilidade no cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias e autorizadas.

INCENTIVOS PARA FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das Usinas Hidrelétricas. Os benefícios conferidos às Usinas Termelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos; (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL; e (iii) acesso garantido a programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico.

Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, pequenas usinas hidrelétricas e projetos de biomassa, no SIN. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os Consumidores Livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, a exceção dos consumidores de baixa renda. Em sua fase inicial, o PROINFA está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW (um terço para cada fonte). Projetos que buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 30 de dezembro de 2008.

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ENCARGOS SETORIAIS

Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas por ativos ainda não depreciados, usados na concessão caso a mesma seja revogada ou não renovada ao final do contrato de concessão. A Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, conforme alterado, com o objetivo de prover fundos para essa compensação. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a cobrança de uma taxa exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob regimes de serviço público fizessem contribuições mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3% do total das receitas operacionais em cada ano. Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. O Fundo RGR está programado para ser suspenso até 2010, e a ANEEL está obrigada a revisar a tarifa de tal forma que o consumidor receba algum benefício pelo término do Fundo RGR.

No modelo institucional anterior a 2004, o governo impunha uma taxa aos Produtores Independentes de Energia baseada em recursos hídricos, exceto por pequenas usinas hidrelétricas, similar à taxa cobrada de empresas do setor público em associação como Fundo RGR. Produtores Independentes de Energia eram obrigados a fazer contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de licitação pública correspondente para a outorga de concessões. Já no modelo regulatório atual, a licitação de novos empreendimentos terá como critério vencedor o lance pela menor tarifa na venda de energia elétrica ao ACR.

Empresas de distribuição, e empresas de geração que vendem diretamente a clientes finais, são obrigadas a contribuir para a Conta de Consumo de Combustível - CCC que foi criada pela Lei n.º 7.990 de 28 de dezembro de 1989, conforme alterada, com o objetivo de gerar reservas financeiras para cobertura de custos de combustíveis associados ao aumento do uso de usinas de energia termelétrica. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo de combustível necessário para a geração de energia pelas usinas termelétrica no ano seguinte. A CCC é administrada pela Eletrobrás.

Em fevereiro de 1998, o governo estabeleceu a extinção da CCC. Estes subsídios estão sendo gradualmente extintos, desde 2003, durante um período de três anos para usinas de energia termelétrica construídas até fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao SIN. Usinas termelétricas construídas depois daquela data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o governo estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos com o intuito de promover a geração de energia nestas regiões.

À exceção de algumas pequenas usinas de energia hidrelétricas, todas as instalações hidrelétricas no Brasil devem pagar uma taxa a estados e municípios pelo uso de recursos hídricos, a Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos, ou CFURH, que foi introduzida em 1989. As taxas são determinadas com base no volume de energia gerado por cada empresa e são pagas aos estados e municípios onde a usina ou o reservatório da usina está localizado.

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427 de 26 de dezembro de 1996, conforme alterada, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias.

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Em 2002, o governo instituiu a CDE, que é financiada por pagamentos anuais feitos por concessionárias pelo uso de ativos públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelas taxas anuais pagas por agentes que oferecem energia a usuários finais, por meio de um valor adicionado às tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por fontes alternativas, e (3) à universalização de serviços de energia em todo o Brasil. A CDE permanecerá em vigor por 25 anos e é administrada pela Eletrobrás.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição ao RGR, PROINFA, CDE, CCC, compensação financeira por utilização de recursos hídricos, ou de pagamentos devidos em virtude da compra de energia e no ACR ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplente receba reajuste de tarifa (exceto a revisão extraordinária) ou receba recursos advindos do RGR, CDE ou CCC.

MECANISMO DE REALOCAÇÃO DE ENERGIA

De acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção financeira contra riscos hidrológicos para os geradores é garantida através do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O MRE é um mecanismo financeiro que objetiva o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os geradores, na busca de garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do SIN.

Sua função é garantir que todos os geradores participantes do MRE comercializem a Energia Assegurada que lhes foi atribuída pela ANEEL, independente de sua produção real de energia, desde que as usinas participantes do MRE, como um todo, tenham gerado energia suficiente para tal. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo (ou alocando) a energia excedente daquelas que geraram acima de suas Energias Asseguradas para aquelas que geraram abaixo de suas Energias Asseguradas. O despacho das usinas é determinado pelo ONS, que leva em conta a demanda de energia, as condições hidrológicas do SIN e as limitações da transmissão.

O ressarcimento dos custos de geração da energia realocada é realizado para compensar os geradores que realocam energia ao sistema acima de seu montante de Energia Assegurada. Isto é feito através do pagamento de seus custos variáveis de operação (exceto combustível) e das compensações financeiras pelo uso da água. Os custos desta energia realocada (de todos os geradores que doaram energia ao MRE) serão então totalizados e pagos por todos aqueles geradores que receberem energia do MRE.

O MRE abrange todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado, as PCHs que optaram pela inclusão no mecanismo e as usinas térmicas com despacho centralizado, contempladas nos Contratos Iniciais e que tenham seus custos de combustível cobertos pela CCC (Conta de Consumo de Combustível Fósseis). Desde 2003 as usinas da CCC participam apenas parcialmente do MRE, em função da redução gradual do subsídio.

Meio Ambiente

A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação.

As violações à legislação ambiental podem ainda caracterizar crime ambiental, atingindo tanto os administradores, que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de atividades. Tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de reparar a degradação causada ao meio ambiente e a terceiros afetados.

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Na esfera civil os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela contratada.

A legislação ambiental brasileira determina que o regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos está sujeito ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim como à implementação de medidas mitigadoras e compensatórias dos impactos ambientais causados pelo empreendimento. No caso das medidas compensatórias, a legislação ambiental impõe ao empreendedor a obrigação de destinar recursos à implantação e manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a implantação do empreendimento.

O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças, todas com prazos determinados de validade: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida conforme a fase em que se encontra a implantação do empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental licenciador. A ausência de licença ambiental, independentemente da atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas, tais como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e interdição de atividades.

As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos.

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HISTÓRICO DA EMISSORA

Em 1º de julho de 1968, foi criada a Escelsa, concessionária de serviço público de energia elétrica, com sede na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo, sob o controle da Eletrobrás. Em leilão de privatização, realizado em 11 de julho de 1995, 50% do capital mais uma ação foram adquiridas pela Iven e GTD Participações.

Em 17 de julho de 1995, foi assinado o Contrato de Concessão entre a União Federal e a Escelsa, aditado em 17 de julho de 2005, que tem como objeto formalizar as concessões outorgadas pelo Decreto de 13 de julho de 1995, publicado no Diário Oficial da União em 14 de julho de 1995. Neste contrato, foram estabelecidas as condições para expansão dos serviços públicos de produção de energia elétrica nas usinas hidrelétricas e transmissão e distribuição de energia elétrica. O prazo é de 30 (trinta) anos contados da assinatura do contrato, podendo ser renovado, por igual período.

Em 19 de janeiro de 1996, a Escelsa obteve o registro de companhia aberta da CVM.

Em leilão de privatização realizado em novembro de 1997, a Escelsa adquiriu o controle acionário da Enersul.

Em 1999, o Grupo EDP adquiriu 73,12% do capital total da Iven, sociedade detentora de 52,3% do capital da Escelsa.

A administração da empresa foi regulada por um acordo de acionistas celebrado na data da privatização que vigorou até junho de 2002.

A partir de outubro de 2002, com o término do acordo de acionistas, os acionistas controladores da Energias do Brasil adquiriram o controle exclusivo da Escelsa e da Enersul. Para todos os períodos a partir de outubro de 2003 até o início de 2004, a Energias do Brasil em conjunto com a Escelsa e a Enersul estiveram sob o controle conjunto dos acionistas controladores da Energias do Brasil.

Em 19 de abril de 2004, as administrações da Energias do Brasil e suas controladas, Bandeirante, Iven, Escelsa e Enersul, protocolaram na ANEEL o pedido de autorização prévia para realização de reorganização societária, objetivando simplificar a estrutura societária dessas companhias e capturar sinergias.

Essa reorganização societária englobou: (i) a incorporação pela Enersul do investimento e ágio registrado na sua controladora direta; (ii) a incorporação da Iven pela Escelsa; (iii) a incorporação pela Escelsa das ações da Enersul, não detidas pela incorporadora; e (iv) a incorporação pela Energias do Brasil das ações da Escelsa e da Bandeirante, não detidas pela incorporadora.

Em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa n.º 164, a ANEEL anuiu a proposta da reorganização societária das concessionárias Enersul, Escelsa e Bandeirante mencionada acima.

Conforme fato relevante publicado pela Energias do Brasil no dia 14 de junho de 2005 no Jornal “Valor Econômico”, foi celebrado, no dia 13 de junho de 2005, o Instrumento de Justificação e Protocolo de Cisão Parcial e de Incorporação de Acervo Cindido e de Sociedades com as suas controladas Escelsa, Enersul, CESA, Energest, Magistra, Ochola Participações Ltda. e ENERCORP - Serviços Corporativos Ltda., que contemplava os seguintes atos necessários à desverticalização das atividades dessas companhias, em atendimento à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico: (a) segregação das atividades de distribuição e geração da Escelsa e da Enersul; e (b) organização horizontal de suas controladas, com decorrente maior transparência na divulgação e apuração do resultado da Energias do Brasil.

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ESTRUTURA ORGANIZACIONAL E PRINCIPAIS ACIONISTAS

Atualmente, a Escelsa é subsidiária integral da Energias do Brasil. O gráfico abaixo mostra detalhadamente o grupo de empresas em que se insere a Escelsa:

Acionistas da Escelsa

Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil

AÇÕES ON Acionistas QTDE %

Energias do Brasil 5.876.012 100,0 Total 5.876.012 100,0

Descrição da Principal Acionista – Energias do Brasil

A Energias do Brasil é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em julho de 2000, com sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: (i) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (ii) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (iii) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (iv) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior participar em outras sociedades. Desde a sua constituição, os investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para a Energias do Brasil, que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no país, com exceção da participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela EDP.

Legenda

% do Capital

Notas: 1 Capital votante e representa o percentual que a Energias do Brasil detém da energia produzida. A Energias do Brasil possui 26,70% do capital total 2 Inclui os ativos de geração da Escelsa 3 Inclui os ativos de geração da Enersul

DistribuiçãoComercializaçãoGeração

Grupo EDP

62,4 37,6

Peixe Angical

Enersul

Escelsa

Enertrade BandeiranteLajeado100,0100,027,65%

100,0

60,0 100,0

Energest2100,0

Costa Rica 51,0

Pantanal Energética

100,0

CESA2

100,0

Mercado

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As tabelas abaixo indicam a composição acionária dos acionistas da Energias do Brasil:

Composição acionária da Energias do Brasil:

Composição acionária da Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Limitada

Agente Controlador Ações Ordinárias % Electricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd. 38.234.188 100,00

Composição acionária da Electricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd.

Agente Controlador Ações Ordinárias % Banco Comercial Português 38.234.188 100,00

Composição acionária da Balwerk - Consult. Economica e Part. Soc. Unipessoal

Agente Controlador Ações Ordinárias % EDP 23.545.820 100,00

Composição acionária da EDP

Agente Controlador Ações Ordinárias % Parpública - Part.Públicas, SGPS, S.A. (Estado)* 749.323.856 20,49Iberdrola - Participações, SGPS, S.A. 347.371.083 9,50Caja de Ahorros de Asturias (CajAstur) 202.250.158 5,53Outros 1.752.527.673 64,48

*A PARPÚBLICA – Participações Públicas, SGPS, S.A. (Estado) é uma sociedade anônima portuguesa com capital

exclusivamente público.

Composição acionária da Iberdrola - Participações, SGPS, S.A.

Agente Controlador Ações Ordinárias % Iberdrola Portugal Electricidad e Gas, S.A 347.371.083 100,00

Composição acionária da Caja de Ahorros de Asturias ( CajAstur)

Agente Controlador Ações Ordinárias % Cantabrica de Inversiones de Cartera, S.L. 147.402.092 72,88Caja de Ahorros de Asturias (CajAstur) 54.848.066 27,12Acordo de Acionistas

Em 31 de março de 2007, não havia nenhum acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia.

Acionistas Ações Ordinárias % Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Limitada 38.234.188 23,17Balwerk - Consult. Econômica e Part. Soc. Unipessoal 23.545.820 14,27EDP 39.739.013 24,08Outros 62.114.489 38,48

126

Reestruturações Societárias da Companhia e do Grupo Energias do Brasil

Além das reestruturações societárias da Escelsa descritas neste Prospecto, as demais sociedades do Grupo Energias do Brasil estiveram envolvidas nas seguintes reestruturações nos últimos 3 anos:

No início de 2004 o Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães solicitou à ANEEL a formalização da rescisão amigável do contrato de concessão de Couto Magalhães (aproveitamento hidrelétrico localizado no Rio Araguaia de potência instalada de 150 MW) – cujas obras estavam suspensas desde 2002 – devido a exigências ambientais não previstas no projeto licitado e que afetariam o retorno do investimento. Atualmente o consórcio aguarda uma posição do órgão regulador sobre a referida solicitação.

Em dezembro de 2004, o Grupo EDP vendeu sua participação de 80% na Fafen para a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) por R$ 96 milhões. A medida foi tomada com base em decisão do Grupo EDP de descontinuar investimentos em geração termelétrica, em virtude da inexistência de um quadro estável que garantisse a viabilidade desses investimentos, especialmente a inexistência de condições aceitáveis para aquisição de combustível e as dificuldades para gerir os riscos cambiais dos projetos termelétricos, entre outros riscos.

Em 29 de abril de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das Companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil, aprovaram uma reorganização societária visando a facilitar o processo de desverticalização das atividades, exigida pela nova legislação do Setor Elétrico (vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). A referida reorganização societária compreendeu os seguintes eventos, entre outros: (i) incorporação da Iven pela Energias do Brasil; (ii) transformação da Enersul em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa; e (iii) transformação da Escelsa e da Bandeirante em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela Energias do Brasil. Por meio da implementação dessa reorganização societária, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa, Enersul e Iven receberam ações da Energias do Brasil em troca da participação que detinham no capital das referidas sociedades.

Em 30 de junho de 2005, as Assembléias Gerais Extraordinárias das companhias integrantes do Grupo Energias do Brasil envolvidas, aprovaram uma segunda reorganização societária para concluir o processo de desverticalização. A desverticalização compreendeu (a) a cisão da Escelsa, com versão dos acervos cindidos para a Energias do Brasil, para a Energest e para a CESA; (b) a incorporação da Magistra pela Energias do Brasil; (c) a cisão da Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a Pantanal Energética; e (d) a incorporação da Enercorp pela Energest. Após a implementação dessa reorganização societária:

(i) a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma subsidiária integral da Energias do Brasil;

(ii) a dívida da Escelsa com a Energias do Brasil, decorrente da assunção de dívida pela Energias do Brasil, por meio do Compromisso de Assunção de Dívida celebrado em 13 de junho de 2005, pelo qual assumiu parte da dívida da Escelsa no valor total de R$794,1 milhões representada por títulos de dívida no mercado externo, emitidos em 28 de julho de 1997, foi parte da parcela do acervo cindido da Escelsa incorporada pela Energias do Brasil, o que acarretou, mediante confusão entre credor e devedor da referida obrigação, a conseqüente extinção da dívida em questão;

(iii) as geradoras CESA e Costa Rica, antes detidas direta e indiretamente pela Escelsa, respectivamente, passaram a ser controladas diretamente pela Energest, que por sua vez é diretamente controlada pela Energias do Brasil; e

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(iv) outros ativos de geração antes detidos pela Escelsa e pela Enersul foram transferidos para a Energest, para a CESA e para a Pantanal Energética, todas direta ou indiretamente controladas pela Energias do Brasil.

Em 02 de setembro de 2005, houve um aumento de capital na Energest, integralmente subscrito pela Energias do Brasil e integralizado mediante conferência das participações por ela detidas na CESA e na Pantanal Energética, com base nos respectivos valores contábeis.

Reestruturações e Participações Societárias da Escelsa

Nos últimos 5 anos, além das já citadas anteriormente, a Escelsa passou pelas seguintes reorganizações societárias:

No ano de 2002, por conseqüência do término do acordo de acionistas da Escelsa e da Enersul, o Grupo EDP assumiu o controle destas empresas.

Em abril de 2004, a Companhia passou por uma reorganização societária que englobou (i) a incorporação pela Enersul do investimento e ágio registrado na sua controladora direta; (ii) a incorporação da Iven pela Escelsa; (iii) a incorporação, pela Escelsa, das ações da Enersul não detidas pela incorporadora; e (iv) a incorporação, pela Energias do Brasil, das ações da Escelsa e da Bandeirante não detidas pela incorporadora.

Em junho de 2005 foi deliberada a desverticalização, em atendimento à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, segregando as atividades de distribuição e geração da Escelsa. A desverticalização compreendeu a cisão da Enersul com versão dos acervos cindidos para a Energest e para a Pantanal Energética. Todas as exigências regulatórias da desverticalização foram atendidas, faltando apenas a assinatura dos novos contratos de concessão que serão emitidos pelo poder concedente. Ao final da desverticalização, a Enersul, cujo capital era detido integralmente pela Escelsa, passou a ser uma subsidiária integral da Energias do Brasil.

Para mais informações sobre as reestruturações societárias, ver a Seção “Histórico da Emissora”.

Participações Societárias

Atualmente, a Escelsa não detém participações em outras sociedades.

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ATIVIDADES DA EMISSORA

A Escelsa é a principal concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Espírito Santo, atendendo 70 dos 78 municípios no Estado do Espírito Santo e uma população de cerca de 3,4 milhões de habitantes, em uma área de 41,2 mil km2, que representa aproximadamente 90% da área total desse Estado. Dentro dos 41.241 km² da área de concessão a Companhia, atende a aproximadamente 90% dos consumidores do Estado. O Estado do Espírito Santo, área de atuação da Escelsa, é um Estado predominantemente exportador, apresentando, segundo dados do IBGE, a maior taxa média de crescimento econômico da Região Sudeste de 1985 a 2002.

A Escelsa distribuiu um total de 8.060 GWh de energia para 1.059 mil consumidores no ano de 2006 e 2.105 GWh de energia para 1.071 mil consumidores para o trimestre findo em 31 de março de 2007. A receita líquida da Escelsa representou 28,1% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil em 2006 e 29,5% da receita líquida total do Grupo Energias do Brasil no primeiro trimestre de 2007.

A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela Companhia aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes.

A rede de eletricidade da Escelsa inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e 88 kV) e sua transformação e distribuição em voltagens médias principalmente de 138 kV, 69 kV, 34,5 kV e 15kV.

No primeiro trimestre de 2007, a Escelsa vendeu 1.219 GWh de eletricidade, dos quais 249 GWh foram fornecidos a consumidores industriais, 397 GWh a consumidores residenciais, 257 GWh a consumidores comerciais e 317 GWh para outros, inclusive órgãos governamentais, suprimento e consumidores rurais.

São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Companhia as seguintes atividades: (i) ligação e vistoria da unidade consumidora; (ii) aferição de medidor a pedido do consumidor; (iii) verificação do nível de tensão a pedido do consumidor; (iv) religação de unidade consumidora; (v) faturamento e arrecadação; (vi) averiguação de danos no sistema; e (vii) construção de novas linhas de transmissão e distribuição.

As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste e revisão. Os reajustes: (i) ordinários são procedidos anualmente, e (ii) os extraordinários a qualquer tempo, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado. As revisões tarifárias da Escelsa ocorrem a cada três anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, à recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

As atividades da Emissora são influenciadas por diversos fatores, como por exemplo, a política econômica do governo federal, inflação, flutuações das taxas de câmbio e das taxas de juros, assim como a deterioração das condições econômicas no mercado nacional e em outros países, que podem afetar a economia nacional e os negócios da Emissora. Para detalhes sobre esses fatores, ver Seção “Fatores de Risco”.

As atividades da Emissora são conduzidas exclusivamente no mercado brasileiro, não estando sujeita às leis e regras dos mercados estrangeiros referentes à distribuição de energia elétrica.

A Companhia atua em ambiente altamente regulado pelo governo brasileiro, estando assim sujeita aos efeitos de ações governamentais e regulação específica. Para detalhes sobre as ações governamentais e regulamentação específica às quais a Emissora se sujeita, favor ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.

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Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica e Instalações Operacionais

A Escelsa fornece eletricidade para uma área geográfica que abrange aproximadamente 90% do Estado do Espírito Santo. A área de serviço da Escelsa inclui os consumidores industriais, residenciais, comerciais e rurais localizados dentro de sua área de concessão.

A energia é transferida das centrais elétricas para os consumidores finais por meio de sistemas de transmissão, subtransmissão e distribuição.

A transmissão é a transferência em massa de eletricidade das instalações geradoras e usinas elétricas para subestações transformadoras de distribuição, por meio de uma rede de transmissão em alta tensão. A subtransmissão consiste na transmissão de energia na tensão de, no máximo, 8kV. Assim, o sistema de subtransmissão da Escelsa, que é ligado aos principais centros de carga da Escelsa e aos vários pontos de conexão com Furnas e Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, transforma a corrente elétrica em tensões inferiores para distribuição subseqüente. Em 31 de março de 2007, a Escelsa dispunha de 50.152 km de rede de distribuição, e ainda 70 estações transformadoras com capacidade total de transformação de 2.871 MVA.

A distribuição é a transferência de eletricidade de um sistema de transmissão para o consumidor final. O sistema de distribuição da Escelsa, originado nas subestações, consiste em uma rede dispersa de linhas.A eletricidade é fornecida a consumidores industriais de grande porte, em tensão maior, e é fornecida aos demais consumidores em faixas de tensão menor.

No que tange à conexão com a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, o sistema elétrico da Escelsa possui quatro pontos de interligação: três diretamente com a supridora Furnas – por meio da transformação 345/138 kV na localidade de Pitanga (Subestação de Transmissão - ST Vitória), no município da Serra, Estado do Espírito Santo, e da transformação 345/138 kV na localidade de Areinha (ST Viana), no município de Viana, ambas na região metropolitana da grande Vitória, e outra em 138 kV em Campos, no Estado do Rio de Janeiro (ST Campos) – e um quarto ponto de interligação em 230/138 kV na ST Mascarenhas.

A confiabilidade do sistema de suprimento ao Estado do Espírito Santo foi melhorada, com a entrada em operação de diversos empreendimentos que eliminaram a condição de suprimento radial ao Estado do Espírito Santo.

Os principais empreendimentos foram:

A entrada em operação do 5º banco de transformadores de 225 MVA – 345/138 kV na subestação de transmissão - ST Vitória (Furnas), da LT 345 kV Vitória (Furnas) – Ouro Preto II (Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG) no primeiro semestre de 2005;

A entrada em operação da usina hidroelétrica Aimorés (Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG), com potência total instalada de 330 MW, que se conecta na ST Mascarenhas (Energest), e

A entrada em operação da ST Viana 345/138 kV, 225 MVA – novo ponto de conexão da rede de distribuição da Escelsa com a Rede Básica. Esse novo ponto de suprimento proporcionou uma redistribuição dos fluxos de potência na rede de 138 kV da Escelsa e aliviou o fluxo na transformação de Vitória 345/138 kV, evitando as transferências de potência dessa fonte, localizada ao norte da grande Vitória, para os centros de carga localizados ao sul desta mesma região e reduzirá as perdas elétricas.

130

O sistema elétrico de distribuição da Escelsa é formado por linhas de distribuição de 138 kV, 69 kV, 34,5 kV e redes de média e baixa tensão, integrado ao SIN. Os principais dados técnicos da Escelsa são:

Variação % Instalações

31 de dezembrode 2004

31 de dezembrode 2005

31 de dezembrode 2006

2004/2005

2005/2006

Número de Subestações * 70 71 72 0,0 1,4

Potência Instalada de Transformação (MVA) 2.812 2.851 2.913 2,1 2,2

Redes de Distribuição - Própria - Total - km: 47.592 49.982 52.607 5,4 5,3

Transformadores de Distribuição Próprios - Total - (Número): 40.602 48.309 57.566 20,1 19,2

Transformadores de Distribuição de terceiros - (Número) 43.219 44.077 44.802 2,3 1,6

Total de kVA's instalados na distribuição própria - Total - (MVA): 1.594 1.715 1.852 8,1 8,0

Total de kVA's instalados na distribuição Terceiros (MVA) 1.664 1.749 1.827 5,8 4,5

Postes em Redes de Distribuição - Total - (Número): 451.340 479.653 30.113 6,5 6,3

* Inclui uma subestação móvel AT = Alta Tensão MT = Média Tensão BT = Baixa Tensão

Mercado de Energia Elétrica

A área de concessão da Escelsa abrange o Estado do Espírito Santo, exceto os municípios de São Roque do Canaã, Alto Rio Novo, Águia Branca, São Gabriel da Palha, Vila Valério, São Domingos do Norte, Pancas e Marilândia, que são atendidos pela ELFSM - Empresa de Luz e Força Santa Maria. Destaca-se, ainda, que os municípios de Governador Lindenberg, Colatina e Santa Tereza são pelas duas empresas.

O mapa abaixo mostra a área de concessão da Escelsa dentro do Estado do Espírito Santo.

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O consumo total de eletricidade dos consumidores da Escelsa (sem suprimento) diminuiu aproximadamente 0,3% no acumulado de março de 2007 em relação ao mesmo período de 2006, reflexo da saída de um consumidor para o mercado livre no primeiro quadrimestre de 2006.

No primeiro trimestre de 2007, a energia distribuída foi de 2.105 GWh, tendo uma variação positiva de 3,3% em relação ao mesmo período de 2006, período em que a energia distribuída foi de 2.034 GWh.

O total de energia distribuída, em 2006, foi de 8.060 GWh, representando um acréscimo de 5,5% em relação ao ano anterior.

A tabela abaixo aponta o montante de energia distribuída nos últimos 3 anos e no primeiro trimestre de 2006 e de 2007:

Fornecimento de Energia Elétrica (MWh) 2004

(MWh) 2005

(MWh) 2006

(MWh)

Var. ano 05/04(%)

Var. ano 06/05(%)

Residencial 1.191.717 1.321.382 1.372.831 10,9 3,9Industrial 2.498.329 2.095.840 1.041.163 (16,1) (50,3)Comercial 775.044 841.917 905.023 8,6 7,5Rural 345.529 356.333 419.309 3,1 17,7Outras 500.020 516.549 537.838 3,3 4,1

Total Fornecimento a Clientes Finais 5.310.638 5.132.022 4.276.164 (3,4) (16,7)

Suprimento a outras Concessionárias 304.789 298.950 336.269 (1,9) 12,5 Clientes de uso da rede 1.551.977 2.198.050 3.437.610 41,6 56,4 Consumo Próprio 10.489 10.139 9.644 (3,3) (4,9)

Energia Distribuida 7.177.894 7.639.160 8.059.687 6,4 5,5

A partir de 2001, em decorrência do racionamento de energia elétrica verificado em vários estados brasileiros, incluindo o Estado do Espírito Santo, houve uma maior conscientização com relação ao desperdício de energia elétrica, fazendo com que os consumidores mudassem seus hábitos. Como conseqüência, houve uma redução no consumo médio residencial mensal que era de 2.005 kWh/cliente em 2000, e passou para 1.660 kWh/cliente em 2006.

Sazonalidade

As atividades da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de Consumidores Livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de energia ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta característica estrutural ou operacional que a sujeite à sazonalidade. A receita e os resultados da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de sua área de concessão.

Fornecedores

Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Como a Escelsa não possui mais empreendimentos de geração, a energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros.

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Em 31 de março de 2007, a compra de energia elétrica, incluindo os encargos de conexão e uso do sistema, representou 70,0% dos custos e despesas operacionais da Companhia. Atualmente, os CCEAR, firmados no Leilão em 7 de dezembro de 2004, representam 19,4% do total de energia elétrica comprada para o ano de 2005 e o suprimento com Itaipu, 31 de março de 2007, representa 17,7% do total de energia elétrica.

A tabela a seguir mostra os montantes de energia elétrica em MWh comprada pela Emissora nos últimos 3 (três) exercícios sociais e os respectivos fornecedores:

31 de dezembrode 2004

31 de dezembrode 2005

31 de dezembrode 2006

Var. ano 05/04(%)

Var.ano

06/05(%)

31 de março

de 2006

31 de março

de 2007

Var.trimestre

07/06(%)

Contratos Iniciais 2.679.810 1.570.409 0 -41,4 nd 0 0 nd

Itaipú 1.795.572 1.824.189 1.816.578 1,6 -0,4 446.261 444.591 -0,4

Contratos Bilaterais 1.315.843 3.326.575 4.346.548 152,8 30,7 1.027.471 822.749 -19,9

Curto Prazo 29.028 56.674 154.806 95,2 173,2 151.786 357.257 135,4

Geração Própria 1.190.905 392.507 0 -67,0 nd 0 0 nd

Total 7.011.158 7.170.354 6.317.932 2,3 -11,9 1.625.518 1.624.597 -0,1

Itaipu: As distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo a Companhia, são obrigadas a comprar energia de Itaipu a tarifas com base no Dólar, de forma a custear as despesas operacionais de Itaipu e os pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos em Dólares tomados por Itaipu, bem como o custo de transmissão dessa energia ao SIN. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio do Dólar para o real afetam o custo, em termos reais, da energia elétrica que as distribuidoras são obrigadas a comprar de Itaipu. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A, conforme discutido no item “Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu” da Seção "Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”. No primeiro trimestre de 2007 e de 2006, a Escelsa teve uma despesa com Itaipu de R$ 41,157 milhões e R$ 36,475 milhões, respectivamente.

Contratos Bilaterais: No primeiro trimestre de 2007, a Escelsa contratou 822.749 MWh de sua energia elétrica por meio de Contratos Bilaterais (que incluem os CCEAR e os contratos celebrados antes da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico).

Contratos Iniciais: No primeiro trimestre de 2005, a Escelsa contratou 338.715 MWh de sua energia elétrica por meio de Contratos Iniciais, os quais foram extintos ao final de 2005.

Contratos de curto prazo: Contratos de compra de energia elétrica com prazo de até 6 meses. Tendo em vista a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a utilização desses contratos tende a diminuir, uma vez que as distribuidoras deverão ter 100% de sua demanda contratada. Além disso, o Novo Modelo permite o repasse para a tarifa de até 3% de sobrecontratação do fornecimento da distribuidora para o ano.

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Os contratos relevantes referentes ao fornecimento de energia elétrica para a Companhia estão descritos abaixo na Seção “Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia”.

O aumento na contratação de energia por meio de contratos bilaterais, se deve à diminuição e conseqüente extinção da contratação por meio dos Contratos Iniciais. Assim, a Companhia teve que substituir tal contratação por contratos firmados com terceiros. Após a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, essa contratação passou a ser feita somente pelos CCEAR.

No primeiro trimestre de 2007, a Escelsa comprou um total de 2.459 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas no seu sistema, mediante a homologação dos contratos bilaterais de longo prazo e energia oriunda de Itaipu. Em relação ao primeiro trimestre de 2006, verificou-se um acréscimo de 62 GWh, que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Emissora.

No exercício social de 2006, a energia foi adquirida a um custo médio de R$ 107,18 MWh, resultando num incremento de cerca de 28,9% em comparação ao custo médio apurado no exercício social de 2005. Destaque-se que tal incremento resultou, principalmente, da variação do IGPM, que se constitui no indexador utilizado na atualização do preço da energia comprada para revenda.

Em dezembro de 2004, a Companhia participou do primeiro leilão de energia elétrica de empreendimentos existentes no âmbito do ACR, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Como resultado da estratégia de compra no leilão, a Companhia adquiriu um volume de energia expressivo provenientes de usinas hidrelétricas para o período de suprimento de 2008 a 2015, no montante de 1.456,7 GWh, ao preço médio de R$ 83,13/MWh (preço referente a abril de 2005).

No leilão de energia nova foram adquiridos lotes de energia elétrica provenientes de usinas hidrelétricas com períodos contratuais de 30 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, nos montantes de 239,8 GWh, 274,7 GWh e 11.326,3 GWh, a preços médios de R$106,95/MWh, R$113,89/MWh e R$114,83/MWh, respectivamente. Em relação aos lotes de energia elétrica provenientes de usinas termoelétricas com períodos contratuais de 15 anos a partir de 2008, 2009 e 2010, foram adquiridos os montantes de 947,6 GWh, 2.553,1 GWh e 5.479,3 GWh, a preços médios de R$132,26/MWh, R$129,26/MWh e R$121,81/MWh, respectivamente.

Clientes

Os consumidores da Escelsa podem ser subdivididos em cinco categorias distintas: (i) industriais; (ii) comerciais; (iii) residenciais; (iv) rurais; e (v) outras (ex.: serviços públicos).

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A variação da composição da energia vendida, consumida e distribuída nos anos de 2005 e 2006 pode ser verificada nas tabelas abaixo:

2006 2005 variação %

Clientes volume Rec.Oper. Clientes volume

Rec.Oper. Clientes volume

Rec.Oper.

unidade MWh R$ mil unidade MWh R$ mil unidade MWh R$ mil

Fornecimento

Residencial 827.193 1.372.831 431.222 812.000 1.321.382 366.343 1,9% 3,9% 17,7%

Industrial 10.589 1.041.163 221.402 10.607 2.095.840 327.263 -0,2% -50,3% -32,3%

Comercial 89.921 905.023 254.627 89.047 841.917 213.181 1,0% 7,5% 19,4%

Rural 121.679 419.309 76.624 110.018 356.333 61.431 10,6% 17,7% 24,7%

Outros 9.374 537.838 111.348 9.025 516.550 93.517 3,9% 4,1% 19,1%Energia Forn. Clientes Finais 1.058.756 4.276.164 1.095.223 1.030.697 5.132.022 1.061.735 2,7%

-16,7% 3,2%

Suprimento Convencional 1 336.269 36.646 1 298.950 30.668 0,0% 12,5% 19,5%

Energia em Trânsito 24 3.437.910 238.383 25 2.198.050 150.146 -4,0% 56,4% 58,8%

Consumo Próprio 134 9.644 145 10.138 -7,6% -4,9% 0,0%Total Energia Distribuída 1.058.915 8.059.987 1.370.252 1.030.868 7.639.160 1.242.549 2,7% 5,5% 10,3%

Fornecimento não faturado 16.082 54.678 n.a.

Outras Receitas 43.738 31.159 40,4%(-) Deduções à receita

operacional (148.847) (105.053) 41,7%Receita Operacional Líquida 1.058.915 8.059.987 1.281.225 1.030.868 7.639.160 1.223.333 2,7% 5,5% 4,7%

A Escelsa distribuiu 2.105,2 GWh para os Clientes Livres e consumo próprio no período findo em 31 de março de 2007, representando um aumento de 3,5% em relação ao mesmo período do ano anterior. A energia vendida aos clientes finais totalizou 1.133,9 GWh, que representam um decréscimo de 0,2% em relação ao ano anterior.

A energia em trânsito, distribuída a clientes livres, totalizou 885,8 GWh no período findo 31 de março de 2007, enquanto no ano anterior era de 808,9 GWh, ou seja, houve um crescimento de 9,5%.

A participação de consumidores livres no mercado e na receita da Escelsa está disponível no item “Concorrência” a seguir nesta mesma seção.

A classe residencial apresentou aumento de 8,2% no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de dezembro de 2006 em relação ao mesmo período do ano anterior. Seu crescimento, acima da média da Companhia, deveu-se ao combate às ligações clandestinas e como resultado dos programas Luz para Todos e Universalização.

Na classe industrial, a redução de 8,3% no fornecimento de energia (MWh) deveu-se à saída de consumidores para o mercado livre. Se não fosse por essa migração, as vendas teriam crescido em 3,4%.

A classe comercial apresentou crescimento no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de dezembro de 2006 em relação ao mesmo período do ano anterior, devido, principalmente ao desempenho do comércio varejista de 2,7%.

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A classe rural apresentou diminuição de 13,8% no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de dezembro de 2006 em relação ao mesmo período do ano anterior. O baixo crescimento reflete os altos índices pluviométricos do período que implicaram em menor utilização de irrigação.

As demais classes, juntas, apresentaram decréscimo no período findo em 31 de dezembro de 2006. A classe com maior diminuição no consumo foi a do poder público com redução de 2,4%, em virtude do queda no consumo. A classe com o menor decréscimo foi a iluminação pública, com queda de 1,4%, devido ao Programa de Eficiência Energética aplicado em convênio com as Prefeituras dos Municípios da Serra, Vila Velha, Aracruz e Ibiraçu, com a instalação de lâmpadas de menor consumo.

A tabela abaixo apresenta o número de clientes, o volume de energia vendida e distribuída e a receita operacional líquida por classe de consumo de clientes finais para os períodos findos em 31 de março de 2006 e 31 de março de 2007.

Evolução da Receita Operacional

1ºTrim/07 1ºTrim/06 variação %

Clientes volume

Rec.

Oper. Clientes volume

Rec.

Oper. Clientes volume

Rec.

Oper.

unidade MWh R$ mil unidade MWh R$ mil unidade MWh R$ mil

Fornecimento

Residencial 836.101 396.605 133.897 817.541 366.638 116.388 2,3% 8,2% 15,0%

Industrial 10.594 249.048 59.850 10.537 271.568 49.197 0,5% -8,3% 21,7%

Comercial 91.419 256.998 78.990 89.056 250.225 66.175 2,7% 2,7% 19,4%

Rural 123.292 92.809 18.673 112.283 107.713 18.719 9,8% -13,8% -0,2%

Outros 9.497 138.401 31.326 9.091 140.166 27.307 4,5% -1,3% 14,7%

Energia Forn.

Clientes Finais 1.070.903 1.133.861 322.736 1.038.508 1.136.310 277.786 3,1% -0,2% 16,2%

Suprimento

Convencional 1 83.447 11.307 1 86.216 6.971 0,0% -3,2% 62,2%

Energia em Trânsito 26 885.805 63.130 23 808.943 59.720 13,0% 9,5% 5,7%

Consumo Próprio 130 2.117 145 2.712 -10,3% -21,9% 0,0%

Total Energia

Distribuída 1.071.060 2.105.230 397.173 1.038.677 2.034.181 344.477 3,1% 3,5% 15,3%

Fornecimento não

faturado 17.494 9.762 n.a.

Outras Receitas 3.587 4.665 -23,1%

(-) Deduções à

receita operacional (90.071) (81.692) 10,3%

Receita Operacional

Líquida 1.071.060 2.105.230 328.183 1.038.677 2.034.181 277.212 0,0% 3,5% 18,4%

A Escelsa distribuiu 1.219,4 GWh para os clientes cativos no período findo em 31 de março de 2007, representando uma redução de 0,7% em relação ao mesmo período do ano anterior.

A energia em trânsito, distribuída a clientes livres e concessionárias, totalizou 885,8 GWh no período findo em 31 de março de 2007, enquanto no mesmo período do ano anterior era de 808,9 GWh, ou seja, houve um crescimento de 9,5%.

A energia distribuída pela Companhia apresentou um crescimento, com relação ao mesmo período do ano anterior, de 3,5%, totalizando 2.105,2 GWh acumulados no período trimestre de 2007.

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A classe residencial apresentou crescimento de 8,2% no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de março de 2007 em relação ao mesmo período do ano anterior.

Na classe industrial, a redução de 8,3% no fornecimento de energia (MWh) deveu-se à saída de consumidores para o mercado livre.

A classe comercial apresentou crescimento de 2,7% no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de março de 2007 em relação ao mesmo período do ano anterior, devido, as altas temperaturas verificadas e o bom desempenho dos setores de comércio atacadista e varejista no período.

A classe rural apresentou diminuição de 13,8% no fornecimento de energia (MWh) no período findo em 31 de março de 2007 em relação ao mesmo período do ano anterior, devido, principalmente ao uso intensivo da irrigação, face às altas temperaturas no período e ausência de chuvas no período.

As demais classes apresentaram uma redução de 1,7% no fornecimento de energia no período findo em 31 de março de 2007, em relação ao mesmo período do ano anterior. Esse desempenho deve-se à queda de 1,7% na classe de serviço público e 2,4% na classe de poderes públicos.

A venda de energia elétrica para consumidores residenciais classificados como baixa renda vem evoluindo desde a sua criação em 2002. Em 2004, a classe de consumidores residenciais baixa renda representava 1,9% do faturamento total da Emissora. Com as mudanças na legislação, em dezembro de 2005, a participação passou para 1,8% de todo o faturamento da Companhia. No primeiro trimestre de 2007, essa participação era de 1,5%.

Concorrência

Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão.

No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Emissora na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como Consumidores Livres. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda seja igual ou superior a 3 MW, atendido na tensão de 69 KV, ou novos consumidores, com início de fornecimento a partir de 1998, com demanda igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão. Até março de 2007, a Emissora prestou serviços de distribuição a 26 Consumidores Livres. Esses consumidores representaram aproximadamente 19,2% das receitas operacionais líquidas da Emissora.

Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3000 kW têm a faculdade de contratar energia gerada em empreendimentos de fontes alternativas ou fontes renováveis, como PCHs ou biomassa.

É ainda permitida a atuação de cooperativas de eletrificação rural (sob regime de autorização), conforme legislação vigente, na área de concessão da Companhia.

A operação da rede de distribuição dá-se em ambiente de monopólio legal, sendo os serviços de rede remunerados por meio da TUSD. A Lei de Concessões exige que as empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica permitam que terceiros utilizem suas redes e instalações, mediante pagamento de TUSD e possibilita aos Consumidores Livres firmar contratos com outros fornecedores para suprimento de energia elétrica. Dessa maneira, grandes consumidores de eletricidade dispõem hoje de várias alternativas de suprimento de energia, tais como contratar diretamente com empresa de geração ou comercialização de energia elétrica, e pagar tarifa a uma empresa de distribuição e transmissão. Assim, os clientes localizados dentro das áreas de concessão da Companhia, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica, remunerando a Emissora por meio da TUSD.

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A migração de consumidores para o mercado livre influenciou o perfil dos clientes no total de vendas de energia e participação na receita.

Atendimento ao Cliente

O relacionamento com os clientes da Companhia se dá por diversos canais de comunicação: Postos de Atendimento Comercial (“PAC”) que são postos de atendimento pessoal ao cliente, localizados nos vários municípios servidos pelas distribuidoras da Companhia; centrais de chamada (call centers), que se dividem em dois segmentos, Comercial e Emergência; telefone exclusivo; Internet; gestores de conta para grandes clientes, entre outros.

A Companhia possui centrais de chamada localizadas em Vitória. Os clientes finais podem utilizar um número para acessar gratuitamente a central de chamadas e obter informações sobre suas contas ou informar problemas na prestação do serviço.

Em 2005, foi consolidada a adequação da infra-estrutura e procedimentos operacionais do Call Center para atendimento à Resolução Aneel nº 057/2004, destacando-se a implantação da geração de protocolo para todos os atendimentos, incluindo informações comerciais e a gravação de 100% dos atendimentos realizados pelo Call Center.

O cliente da Escelsa tem acesso a informações e serviços 24 horas por dia, além de extensa rede alternativa de atendimento em toda a área de concessão. O Call Center da Escelsa, funciona 24 horas, a ligação recebida é gratuita de qualquer parte do Brasil, a qualquer hora do dia ou da noite, pelo número 0800 390 196.

Em 2005, também foi consolidada a padronização do atendimento personalizado e do Call Center, com a identificação das dificuldades operacionais, elaboração e implantação de programa de treinamento, monitorias e disponibilização de ferramentas informacionais de apoio.

A página da Escelsa na internet foi modernizada e o acesso à Agência Virtual, onde os serviços comerciais são disponibilizados para auto-atendimento, foi simplificado, reduzindo a necessidade de navegação entre as telas e permitindo um aumento mensal de acessos de 29 mil para 37 mil, e número de serviços gerados de 53 mil para 65 mil.

Anualmente, todos os segmentos de consumidores da Companhia têm sua satisfação medida em pesquisas internas. Com referidas pesquisas é possível verificar, segundo a ótica dos clientes, quais os pontos críticos que a Companhia precisa priorizar para aperfeiçoar o atendimento.

Além disso, há estudos externos realizados por empresas contratadas pela ANEEL que avaliam a satisfação do consumidor, produzindo o Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC).

Índice de Satisfação do Cliente

A Escelsa vem acompanhando de forma sistematizada, desde 1996, a opinião de seus clientes sobre a qualidade do fornecimento de energia elétrica e dos serviços prestados. A pesquisa é feita pelo Instituto Futura, instituição com sede em Vitória, Estado do Espírito Santo, e que goza de ampla credibilidade na sociedade capixaba.

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Os resultados dessa pesquisa possibilitam a reavaliação dos processos buscando a conciliação dos interesses da Escelsa com os dos seus clientes, com o objetivo de melhorar o índice de satisfação do cliente, que, em 2006, teve uma ligeira queda, 79,50%, ante 80,72%, em 2005.

No quesito imagem, vale destacar que os esforços da Escelsa vêm sendo reconhecidos pelos clientes, já que 79,50% dos entrevistados a vêem como uma empresa séria.

Tarifas

As tarifas são cobradas pela Escelsa com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento.

Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o convencional.

O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A, ou seja, aqueles cuja tensão demandada seja igual ou superior a 13,8 KV, que optarem por este sistema. Os consumidores desse grupo pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente utilizada e pela quantidade de energia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário (de ponta ou fora de ponta) e nos períodos do ano (secos ou úmidos) de fornecimento.

O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos consumidores do grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia efetivamente consumida, sem considerar horário ou sazonalidade. Em relação a estes consumidores do grupo A, também é aplicada à tarifa em função do maior dos valores obtidos entre a demanda máxima registrada ou a contratada.

As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão:

Reajuste Anual – no caso da Escelsa é realizado em 07 de agosto de cada ano, com base em uma fórmula que visa (a) compensar variações nos custos da Escelsa representados pela cota da RGR, pela CCC e pela CDE, pelos encargos da compensação financeira pela utilização de recursos hídricos, pela TFSEE, pelos encargos de conexão e uso do sistema de transmissão e pela compra de energia elétrica para revenda (conhecidos como “Parcela A”), e (b) atualizar a parte das tarifas que não corresponda àqueles custos (excluído o ICMS) por índice de inflação (o IGPM ou índice que o substitua) (conhecida como “Parcela B”);

Revisão Extraordinária – pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo, caso ocorram alterações significativas nos seus custos (principalmente no que se refere à criação, alteração ou extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), de modo a restaurar o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão;

Ótima + Boa

82,45 80,4476,79

80,72 79,50

2002 2003 2004 2005 2006

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Revisão Tarifária Periódica – no caso da Escelsa, ocorre a cada 3 anos, sendo que a próxima ocorrerá em agosto de 2007, visando o equilíbrio financeiro da concessão. Para definir as novas tarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na estrutura de custos e de mercado das concessionárias e a taxa adequada de retorno sobre os investimentos realizados. São ainda considerados os ganhos futuros de eficiência que serão obtidos pelas distribuidoras de energia elétrica, denominado Fator X. O valor do Fator X é definido de acordo com metodologia estabelecida na Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, que considera os ganhos de produtividade da concessionária, previsto para o próximo período tarifário, decorrentes de crescimento de mercado, avaliação do grau e satisfação do consumidor e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro definido na revisão tarifária. Esse Fator X poderá ser acrescido ou diminuído da variação do IGPM, constante da fórmula de reajuste para definição do IRT, e objetiva compartilhar os ganhos de eficiência com os consumidores, podendo ser aplicado como possível redutor nos reajustes anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifária periódica.

O quadro abaixo aponta as últimas alterações tarifárias anuais da Escelsa:

2003 2004 2005 2006 Reajuste Revisão Reajuste Reajuste 17,30% 4,96%(a) 4,93% 16,67%

(a) O aumento em questão deveria ter sido de 10,07%, mas em agosto de 2004, foi revista a BRR de 2001, o que reduziu o aumento para 4,96% (para mais informações, ver o item “Revisão tarifária” a seguir).

Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD

Um consumidor que opte pelo mercado livre continua pagando a TUSD ao distribuidor local. Assim, a diminuição da arrecadação decorrente da saída do consumidor não impõe à distribuidora redução nas margens de lucro estabelecidas, uma vez que a remuneração dos investimentos está alocada na TUSD, parcela que permanece sendo auferida pela distribuidora, mesmo quando da opção do consumidor potencialmente livre por outro supridor de energia. A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao uso da rede da Escelsa por Consumidores Livres e concessionárias (energia em trânsito pelo sistema de distribuição da Companhia). Para mais informações vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão”.

R$ mil em 31 de dezembro de em 31 de março de 2004 2005 2006 2006 2007

Disponibilização do Sistema de Distribuição 116.280 194.964 315.351 78.882 80.817

Em março de 2007, a receita dos serviços de uso da rede da Escelsa evoluiu em mais de 2,5%, em comparação com o mesmo período de 2006. Tal performance ocorreu em função do aumento do número de clientes que se tornaram livres.

Revisão Tarifária

Desde 1998, a cada três anos consecutivos de reajustes anuais, as tarifas da Escelsa passam pelo processo de revisão tarifária periódica, conforme estabelecem as regras do Contrato de Concessão. A última revisão da Escelsa ocorreu em 2004. Ao mesmo tempo, o órgão regulador procedeu à abertura das tarifas de fornecimento nos componentes “fio” e “energia” e deu início à eliminação gradual dos subsídios implícitos na estrutura tarifária, mediante o processo de “realinhamento tarifário”, conforme determinação legal.

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A revisão tarifária periódica obedece a métodos e critérios do regulador e consiste no ajuste do nível da receita para adequar aos custos operacionais eficientes e contemplar a remuneração e depreciação dos investimentos prudentes. Sob a ótica dos custos operacionais, parte se refere aos componentes de custos não gerenciáveis, denominados “Parcela A”, os quais são integralmente repassados à tarifa analogamente à forma utilizada no reajuste, os demais custos operacionais são aferidos pelo regulador de forma a reconhecer os custos eficientes. A aferição da remuneração leva em conta um parâmetro representativo do valor do ativo a serviço da concessão, uma taxa de remuneração de ativos e uma taxa de depreciação média aplicadas sobre os investimentos prudentes reconhecidos como Base de Remuneração Regulatória (“BRR”). Este valor decorre de uma análise do conjunto de ativos empregados na prestação do serviço público de energia elétrica e é constituída pelo (i) ativo imobilizado em serviço, avaliado e depreciado, (ii) almoxarifado de operação, (iii) ativo diferido, (iv) obrigações especiais e (v) capital de giro, conforme estabelecido pela Resolução n.º 493, de 3 de setembro de 2002.

Em decorrência da segunda revisão tarifária periódica prevista no Contrato de Concessão de distribuição de energia elétrica da Escelsa, em 7 de agosto de 2001, a ANEEL fixou em caráter provisório o reposicionamento tarifário da Companhia resultando em aumento de 19,89%, aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica a partir de 7 de agosto de 2001.

Em 7 de agosto de 2004, a ANEEL alterou esse percentual, em caráter definitivo, para 17,80%. Essa alteração resultou na redução da receita no montante de R$ 56.720, registrado no resultado do exercício social findo em 31 de dezembro de 2004.

Na terceira revisão tarifária periódica prevista no Contrato de Concessão da Escelsa, em 7 de agosto de 2004, a ANEEL arbitrou, de forma definitiva, a Base de Remuneração Regulatória de 2001 em 4,96%, mas ainda manteve a Base de Remuneração Regulatória de 2004 como provisória.

Ao final do período de realização tarifária, em 06 de agosto de 2005, verificou-se saldo não realizado da devolução tarifária no total de R$ 4.879 (R$ 34.967 em 2004).

Por meio da Resolução Homologatória n.º 157, de 1º de agosto de 2005, a ANEEL aprovou a conclusão de sua terceira Revisão Tarifária Periódica. A definição do valor final da Base de Remuneração Regulatória (BRR) e da taxa de depreciação, bem como ajustes nos custos operacionais da empresa de referência, resultou na alteração do índice do reposicionamento tarifário de 2004 para 8,58%, originalmente calculado em 6,33%. Em decorrência, a diferença de receita, no valor de R$ 17,2 milhões, será compensada financeiramente para a Escelsa em suas tarifas, no período entre 7 de agosto de 2005 e 6 de agosto de 2006. No exercício social de 2005 foi amortizado o valor de R$ 7.353 mil, e, no exercício social de 2006, R$ 6.098 mil.

No dia 07 de agosto de 2007, será publicado no Diário Oficial da União o resultado da quarta Revisão Periódica da Escelsa.

Reajustes Tarifários

No processo de reajuste tarifário, a ANEEL considera a variação de custos que a empresa incorre nos doze meses anteriores a agosto de 2006 – esta variação é o reajuste propriamente dito, sendo complementado por eventuais reconhecimentos de ajustes financeiros. A fórmula de cálculo do reajuste inclui custos gerenciáveis (que compõem a chamada Parcela B), sobre os quais incide o IGPM ajustado pelo Fator X, e custos não gerenciáveis (Parcela A) repassados integralmente às tarifas, tais como energia comprada de geradoras, encargos setoriais e de transmissão. Também são acrescidos ao percentual resultante desta fórmula ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL na Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e outras variações.

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Por meio da Resolução Homologatória nº 363, de 3 de agosto de 2005, a ANEEL autorizou o reajuste das tarifas da Escelsa. Com a definição dos parâmetros da revisão de 2005 citada acima, o reajuste tarifário médio do ano de 2006 ficou em 16,67%, aplicado a partir de 7 de agosto de 2006, de acordo com o estabelecido pela referida resolução homologatória.

Repasse PIS e COFINS

O aumento do PIS (de 0,65% para 1,65%) como também da COFINS (de 3,00% para 7,60%) são repassados a tarifa constituindo um ativo regulatório. Enquanto aguarda definição por parte da ANEEL, a Companhia não registrou até o momento qualquer atualização sobre o saldo a receber, que em março de 2007 era de R$ 15.747 mil.

O repasse do aumento tanto do PIS como também do COFINS, ocorreu em uma única etapa, por meio de compensação dos custos do passado, cujo percentual de aumento necessário para compensar o ativo regulatório gerado a partir da nova legislação do PIS/COFINS já foi reconhecido pela ANEEL e parte dele repassado às tarifas no reajuste que ocorreu em 07 de agosto de 2005. Da mesma forma, a majoração da alíquota de PIS/COFINS foi considerada no cálculo das tarifas, nesta mesma data.

A partir de 8 de agosto de 2005, conforme Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, a composição das tarifas excluiu os montantes relativos ao recolhimento do PIS e COFINS. Dessa forma, os valores correspondentes a esses tributos foram agregados à conta dos consumidores, num mecanismo semelhante ao adotado para o ICMS.

Vendas

A tabela abaixo demonstra a composição da receita de vendas, nos últimos 3 (três) anos:

Em 2005, a receita bruta de vendas da Companhia foi de R$ 1.761.322 mil, passando para R$ 1.861.548mil, em 2006, equivalente a um incremento de 5,7%, devido, principalmente, ao reajuste tarifário médio de 16,67% ocorrido em 03 de agosto de 2006 e o crescimento de 3,5% no total da energia distribuída. A tabela abaixo apresenta os valores nos últimos 3 exercícios sociais:

Descrição dezembro de 2004

dezembro de 2005

dezembro de 2006

março de 2006

março de 2007

Receita Operacional Bruta (R$ mil) 1.494.460 1.761.322 1.861.548 469.484 542.532

Receita Operacional Líquida (R$ mil) 1.023.803 1.223.333 1.281.225 319.372 328.183

Em 31 de março de 2007, a receita bruta de vendas da Companhia foi de R$ 542.532, correspondendo a um aumento de 15,6% em relação ao mesmo período de 2006.

Faturamento e Arrecadação

O procedimento utilizado para faturamento e cobrança da energia elétrica fornecida é determinado pela categoria do consumidor. As leituras de medidores e o faturamento ocorrem em intervalos de aproximadamente 30 dias, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura pode ser realizada em uma periodicidade de até 3 meses, observado que, caso o consumidor rural faça a autoleitura, a distribuidora deverá fazer leitura do medidor a cada 12 meses.

As faturas de energia elétrica são preparadas com base na leitura de medidores ou no uso estimado e encaminhadas em aproximadamente 3 dias úteis após a leitura. O prazo de vencimento da fatura é de 5 dias úteis a contar da data da entrega da fatura, sendo esse prazo de 10 dias úteis para os consumidores classificados como Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Cooperativa de Eletrificação Rural.

142

Em 2005 a Escelsa implantou os projetos de Baixa de Conta em Tempo Real e Leitura e Entrega Simultânea.

O projeto de Baixa de Conta em Tempo Real tem o objetivo de eliminar pagamentos em duplicidade, reduzir prazos para baixas provisórias, evitar cortes indevidos, agilizar pedidos de religação de unidades consumidoras e melhorar o controle da arrecadação nos agentes alternativos. O sistema foi implantado em 177 agentes arrecadadores alternativos e, em dezembro, foram recebidos, nessa modalidade, 40% do volume das contas arrecadadas, o que corresponde a 61% das contas arrecadadas pela Rede Pague Fácil.

O projeto de Leitura e Entrega Simultânea visa a otimizar o ciclo comercial leitura-emissão-entrega de contas de energia. Com este novo sistema, a emissão das contas de energia é realizada em campo, imediatamente após a tomada da leitura do medidor, eliminando a demora ou a não entrega da conta e reduzindo as reclamações de clientes. Este projeto, finalizado em novembro de 2005, foi implantado em toda a área de concessão da Escelsa, abrangendo 831 mil clientes, mais de 80% dos seus clientes.

Na hipótese de inadimplência, uma notificação é encaminhada ao consumidor inadimplente, concedendo prazo para que o saldo devedor seja quitado. Na Escelsa, essa notificação é enviada com a fatura do mês seguinte, para consumidores atendidos em baixa tensão e para os demais, a notificação é enviada 3 dias após o vencimento da fatura. Caso o pagamento não seja recebido em até 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor inadimplente está sujeito à suspensão.

Em 31 de dezembro de 2005 e de 2006, o índice de inadimplência em relação ao faturamento anual da Escelsa foi de 0,5%. Em 31 de março de 2006, esse índice era de 0,7% e em 31 de março de 2007, de 0,8%.

Débitos de Liquidação Duvidosa e Contas Pendentes

As provisões para créditos de liquidação duvidosa são constituídas de acordo com a norma do Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica da ANEEL e após criteriosa análise das contas a receber vencidas, sendo considerada pela administração da Companhia suficiente para cobrir eventuais perdas na realização dos valores a receber, inclusive títulos a receber. Em 31 de março de 2007, a provisão para créditos de liquidação duvidosa somava R$ 4.316 mil.

As tabelas abaixo ilustram o histórico da provisão nos últimos três exercícios sociais e no primeiro trimestre dos dois últimos anos:

Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa (R$ mil)

Discriminação Em 31 de dezembro de 2004 2005 2006

PDD 21.554 27.545 29.622

Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa (R$ mil)

Discriminação Em 31 de março de 2006 2007

PDD 27.421 31.448

O índice de inadimplência, assim como o saldo da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, apresentou um aumento no primeiro trimestre de 2007, causada por um efetivo trabalho de inspeção de campo e autuando o consumidor com a interrupção no fornecimento de energia elétrica.

143

O índice de inadimplência é calculado como a média de 12 meses de Provisão para Devedores Duvidosos somada às perdas líquidas do período sobre a média de 12 meses do total de receita de fornecimento faturado e receita de disponibilização da rede de distribuição. A evolução do índice encontra-se no quadro abaixo:

Em 31 de dezembro de Em 31 de março de 2004 2005 2006 2006 2007

Índice de Inadimplência 0,5% 0,5% 0,5 0,7 0,8

Em 31 de março de 2007, a Companhia tinha um total de contas vencidas no valor aproximado de R$ 414 milhões (deduzindo-se os valores de parcelamento de débitos). A tabela a seguir descreve o perfil dos saldos vincendos da Companhia:

Em razão do disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia poderá melhorar a sua arrecadação, na medida em que tais normativos estabelecem mecanismos que possibilitam o combate à inadimplência, uma vez que estabelecem que as concessionárias e permissionárias de distribuição poderão condicionar a continuidade de fornecimento aos usuários inadimplentes, excetuados consumidores que prestem serviços públicos essenciais, de mais de uma fatura mensal em um período de 12 meses: (i) ao oferecimento de depósito-caução, limitado ao valor inadimplido, não aplicável aos consumidores integrantes da Classe Residencial; e (ii) à comprovação de vínculo entre o titular da unidade consumidora e o imóvel onde se encontra, não aplicável ao consumidor integrante da Subclasse Residencial Baixa Renda.

Saldos

vincendos

Vencidos

até 90 dias

Vencidos há mais de 90

dias Total PCLD

Saldo Líquido em 31/03/2007

Saldo Líquido em 31/12/2006

Circulante

Consumidores

Fornecimento faturado

Residencial 38.184 31.075 1.227 70.486 (1.502) 68.984 55.968

Industrial 22.175 6.313 3.876 32.364 (3.302) 29.062 26.323

Comércio, Serviços e Outras Atividades 25.204 9.155 9.117 43.476 (8.440) 35.036 29.846

Rural 6.509 3.044 1.355 10.908 (400) 10.508 10.238

Poder Público

Federal 1.071 537 61 1.669 (86) 1.583 1.033

Estadual 1.995 762 806 3.563 (704) 2.859 2.438

Municipal 2.827 787 774 4.388 (646) 3.742 3.531

Iluminação Pública 4.066 821 5.159 10.046 (4.231) 5.815 6.133

Serviço Público 4.143 64 98 4.305 (98) 4.207 3.679

Fornecimento não faturado 74.046 74.046 74.046 62.456

Parcelamentos de débitos 16.980 16.980 (10.460) 6.520 7.342

Outros créditos 8.874 8.874 (1.579) 7.295 7.038

Ativo regulatório

Perda de receita 65.253 65.253 (47.611) 17.642 28.907

Energia livre 50.513 50.513 (40.500) 10.013 16.417

Outros ativos regulatórios 5.566 5.566 5.566 3.435

327.406 52.558 22.473 402.437 (119.559) 282.878 264.784

Concessionárias

Suprimento 5.040 5.040 5.040 3.926

Energia de curto prazo 1.076 1.076 1.076 6.517

Encargos de uso da rede elétrica 2.848 2.848 2.848 2.207

8.964 8.964 8.964 12.650

Total Circulante 336.370 52.558 22.473 411.401 (119.559) 291.842 277.434

Não circulante

Ativo regulatório

Outros ativos regulatórios 2.689 2.689 2.689 4.421

2.689 2.689 2.689 4.421

Total Não circulante 2.689 2.689 2.689 4.421

144

Na hipótese de inadimplência de consumidor apto à livre aquisição de energia, a concessionária poderá exigir que o usuário inadimplente apresente contrato de compra de energia com outro agente, para utilizar-se do serviço de distribuição.

Perdas de Energia

Os resultados financeiros são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição e, perdas comerciais, que são as que resultam de conexões ilegais e fraudes.

Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes.

As perdas comerciais consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não convertida em receita de vendas de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou medidores defeituosos, entre outros.

A tabela abaixo apresenta dados relacionados às perdas técnicas e comerciais da Escelsa nos últimos três anos:

2004 2005 2006 mar/2007 Técnica 7,40% 8,20% 7,70% 7,55%Comercial 5,70% 5,10% 5,40% 5,35%Total 13,10% 13,30% 13,10% 12,90%

O índice de perdas totais, que engloba perdas técnicas e comerciais, passou de 13,3%, em 2005, para 13,1%, em 2006. Nota-se que os índices de perdas comerciais e técnicas vêm se deteriorando desde 2003.

Na rede de distribuição, apesar do vigoroso programa de combate às fraudes, além de investimentos em tecnologias de medição e proteção de rede houve um aumento, de 5,1%, em 2005, para 5,4%, em 2006 no índice de perdas comerciais. Na rede de transmissão, houve uma diminuição de 8,2%, em 2005, para 7,7%, em 2006. A redução das perdas no sistema de transmissão teve como fator preponderante, a entrada em operação da subestação Viana 345/138 kV, na região sul da Grande Vitória ao final de 2005, os investimentos nas subestações Pinheiros e Linhares no norte do Estado, a entrada em operação da 4ª máquina da Usina Hidroelétrica Mascarenhas, com 49,5 MW e as condições hidrológicas mais favoráveis no último trimestre do ano traduzidas em maior geração hidráulica nas usinas conectadas ao sistema de distribuição da Escelsa.

Além disso, como em outras empresas do setor de energia elétrica brasileiro, a Escelsa vem registrando um crescimento significativo nos percentuais de perdas comerciais, normalmente relacionadas às fraudes e notadamente a partir do racionamento de energia em 2001.

Em face desse cenário, a Escelsa e as demais distribuidoras do Grupo Energias do Brasil, juntamente com a holding, definiram a redução de perdas comerciais como objetivo estratégico a ser perseguido, com metas a serem cumpridas para o triênio 2006/2008.

145

A Escelsa reformulou o seu Programa de Combate às Perdas Comerciais para o ano de 2006 com base em duas estratégias: (i) uma com foco na fiscalização e (ii) outra com foco na tecnologia de medição de faturamento e proteção da rede de baixa tensão. Em 2007, a Companhia continuará utilizando o mesmo Programa de Combate às Perdas Comerciais utilizados no ano de 2006.

Envolveu equipes multidisciplinares próprias e de parceiros, desenvolvendo diversos planos de ações integrados que foram realizados, entre os quais destacam-se: 323.798 inspeções do tipo varredura por atividade econômica, por consumo zero e denúncias; unidades consumidoras inativas; retiradas de 170.619 ligações clandestinas; recontagem dos pontos de iluminação pública de 41 municípios, e retirada de 39.912 ramais e equipamentos de medição. Também foram desenvolvidas diversas ações de instalações de novas tecnologias de medição e proteção de rede de baixa tensão.

Foram empregados no programa recursos de custeio de R$ 4,6 milhões, em 2006.

Apesar dessas ações as perdas comerciais tiveram um pequeno aumento, passando para 5,4% em dezembro de 2006 ante os 5,1% de dezembro de 2005 e os 5,3% de março de 2007.

Qualidade dos Serviços Prestados

O nível de qualidade e eficiência do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição de energia elétrica é demonstrado pelos índices de DEC (duração média das interrupções, medido em horas por consumidor por ano) e FEC (freqüência das interrupções, medido em número de interrupções por consumidor por ano). As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL e publicadas na conta do consumidor.

Nos últimos três exercícios sociais, os níveis de DEC e FEC da Companhia sofreram poucas mudanças e situaram-se abaixo dos padrões estabelecidos para aquele período. A companhia vem realizando investimentos nas redes, na modernização e na automação do sistema elétrico, além da criteriosa utilização de recursos na gestão e manutenção, para melhorar os índices DEC e FEC. Em 31 de dezembro de 2006 o DEC foi de 8,33 horas, enquanto no mesmo período anterior tinha sido de 11,83 horas, ambos abaixo da meta ANEEL de 13,23 horas para o ano de 2006 e 13,52 em 2005. Em 31 de março de 2007, o DEC da Companhia foi de 4,9 horas, abaixo da meta da ANEEL de 12,8 horas. O gráfico abaixo mostra a DEC para os períodos indicados:

8,33

11,48 11,83

14,5112,96

10,73

13,23

15,73

13,20

17,00

14,00 13,52

2001 2002 2003 2004 2005 2006

DEC ANEEL

146

Em 31 de dezembro de 2006, a FEC – Freqüência equivalente de Interrupção por Consumidor índice que mede o número médio por cliente, de interrupções no fornecimento de energia elétrica foi de 6,3, enquanto que no mesmo período anterior tinha sido de 8,66, ambos abaixo da meta ANEEL de 10,7 para o ano de 2006 e 11,04 para o ano de 2005. Em 31 de março de 2007, a FEC da Companhia foi de 5,9, também abaixo da meta da ANEEL de 4,7. O gráfico abaixo mostra a FEC para os períodos indicados:

Estratégia da Companhia

As principais diretrizes estratégicas da Escelsa são:

a criação de valor para os acionistas através do aumento da produtividade e eficiência;

a modernização da Companhia como forma de sustentar os resultados e melhorar a qualidade do serviço prestado aos seus clientes;

e a implementação de políticas de desenvolvimento dos seus recursos humanos.

A Escelsa vem implementando medidas que visam a melhoria de eficiência, com especial destaque para a redução das despesas operacionais e para o combate ao desperdício, e participou ativamente no Programa de Eficiência realizado no âmbito do Grupo Energias do Brasil, buscando sinergias com as outras empresas do Grupo, promovendo iniciativas de eficiência que permitam reduzir as despesas operacionais

As novas tecnologias introduzidas na rede elétrica e as tecnologias de informação implementadas colocam a Escelsa entre as mais modernas empresas de distribuição de eletricidade do mundo.

As ações de valorização e desenvolvimento profissional e pessoal dos colaboradores da Escelsa têm vindo a merecer uma especial atenção por parte da gestão da Companhia, visando sustentar a criação de valor, suportar a modernização tecnológica e proporcionar o desenvolvimento e a qualidade de vida dos que trabalham na Escelsa.

A concretização dos investimentos em modernização, a melhoria da eficiência e o desenvolvimento dos colaboradores da Companhia permitiram um aumento significativo da produtividade e da qualidade de serviço.

6,34

8,80

11,04

9,68

8,66

10,95

10,73

12,50

10,81

13,41

11,48 11,04

2001 2002 2003 2004 2005 2006

FEC ANEEL

147

Investimentos Realizados

A Emissora detém toda a inteligência dos estudos, projetos e tecnologias necessários às suas atividades, terceirizando a execução dos serviços em que a terceirização apresente vantagens de custo sem o comprometimento dos padrões de qualidade requeridos.

Os investimentos no exercício social de 2006 foram de R$ 191,3 mil, representando um crescimento de 18,0% com relação ao ano anterior. Grande parcela do investimento (30,8%) foi destinada à universalização. O investimento de R$ 42,9 mil foi utilizado na expansão da rede. O restante foi principalmente utilizado em melhoramento da rede e modernização do sistema de distribuição.

31 de dezembro de 31 de março de

Investimento 2004 2005 2006 2006 2007

Expansão de rede 22.799 36.584 42.861 3.726 7.936

Melhoramento da Rede 18.407 22.620 28.768 2.164 4.874

Universalização 25.510 46.891 58.842 13.331 3.779

Telecom, Informática e Outros* 41.924 56.056 60.862 1.650 6.734

Total 108.640 162.151 191.333 20.871 23.323

Em 31 de março de 2007 o programa de investimentos da Escelsa atingiu R$ 23,3 mil, 11,7% maior do que em 31 de março de 2006. Em 31 de dezembro de 2006, atingiu a marca de R$ 191,3 mil, 18% maior do que o programa de 2005, mostrando o seu comprometimento com o desenvolvimento econômico-social do Estado do Espírito Santo.

Expansão do sistema elétrico

Para atendimento da demanda do mercado com níveis de qualidade exigidos pela legislação, foram investidos R$ 42,9 milhões durante o exercício social de 2006 e R$ 3,7 mil no primeiro trimestre de 2007, na expansão e adequação das redes elétricas, na ligação de novos clientes e na instalação de sistemas de medição.

Para atender a demanda da região norte foram feitos investimentos em linhas de distribuição e está em fase de conclusão a instalação de transformadores de força nas subestação Paulista, além do banco de capacitores na subestação Barra do Sahy. Já foi concluída a instalação do segundo transformador da subestação Santa Maria de Jetibá e no sul entraram em operação o transformador da subestação Lúna e o terceiro circuito Guarapari – Muquiçaba. Estas obras também contribuirão para elevar o nível de qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia elétrica ao crescente mercado da região norte do Estado.

Melhoramento de Redes

Os principais investimentos em melhoramentos de redes totalizaram R$ 28,8 milhões em 2006 e R$ 2,2 milhões no primeiro trimestre de 2007, utilizados na substituição de equipamentos, bays e recondutoramento de redes em final de vida útil, representando modernização e o reestabelecimento de condições de fornecimento de energia elétrica. A Escelsa adquiriu ainda equipamentos para tratamento de SF6 e tratamento de óleo, focando na melhoria da performance da manutenção e preservação do meio ambiente. Além disso, realizou a automação de duas subestações e aquisição do 2º transformador móvel, objetivando reduzir tempo de atendimento em casos de emergência.

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Telecomunicações, Informática e Outros

Destacam-se os investimentos na unificação de sistemas com as demais empresas do Grupo, que suportarão os processos de finanças, controle, manutenção de equipamentos, suprimentos, projetos e recursos humanos, numa nova versão do SAP implantada em janeiro; no Geoprocessamento (SIT) que dará uma solução única aos processos técnicos na alta, média e baixa tensão; no sistema da área comercial do SAP, com a contratação de licenciamento e cujo desenvolvimento iniciado em 2006 e será finalizado em 2007, e na integração da rede de dados da Escelsa às redes da Bandeirante e da Energias do Brasil, iniciada em 2006 e que será concluída em 2007.

Adicionalmente, destaca-se o investimento em adequação de medição e rede para inibição de furto de energia. Este projeto consiste na modificação do sistema de medição de faturamento, externalizando os medidores de energia elétrica instalados, dificultando fraudes e ligações clandestinas.

Universalização e Programa Luz para Todos

A universalização do serviço de energia elétrica foi determinada pela Lei n.º 10.438/02 e permanece como obrigação de todas as distribuidoras. O comando legal foi regulamentado pela Resolução ANEEL n.º 223 de abril de 2003, que estabeleceu, para o país, o ano de 2015 como meta de universalização. Esta meta foi escalonada por área de concessão, conforme índice de atendimento medido pelo Censo 2000.

Em novembro de 2003 foi lançado, por meio de decreto presidencial, o Programa Luz para Todos que alocava recursos dos fundos setoriais (CDE e RGR) e dos Estados para financiar a eletrificação rural, mais cara, dada a dispersão geográfica dos potenciais consumidores. A contrapartida da alocação de recurso por parte do Governo Federal foi a exigência de que até 2008 todo o país estivesse atendido em energia elétrica.

Pela Resolução ANEEL n.º 223/03, à Escelsa coube o ano de 2013 como meta final de universalização. Com o Programa Luz para Todos, esta meta passou para 2008, ou seja, até este ano a Escelsa obriga-se a atender sem ônus para o consumidor todo pedido de ligação cuja carga não ultrapasse 50kW.

No âmbito do Programa Luz para Todos, o Termo de Compromisso estabelecido entre o Ministério das Minas e Energia, a Escelsa e o Estado do Espírito Santo, com a interveniência da ANEEL e da Eletrobrás, determina que as parcelas de participação financeira dos agentes sejam de 75% da Eletrobrás (10% de CDE, a título de subvenção econômica e 65% de financiamento da RGR), 15% de capital da Escelsa e 10% de participação do Governo do Estado do Espírito Santo, também como subvenção. Para mais informações sobre a CDE e a RGR, ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”.

Foram investidos em 2004 e 2005 R$ 65,0 milhões, entre atendimento de 11.218 ligações no âmbito do Programa Luz para Todos e de outros clientes rurais não enquadráveis no Programa.

Em 2006, o Programa Luz para Todos realizou 11.908 ligações e foram investidos R$ 52,6 milhões. No período 2004-2006, a Escelsa realizou um total de 23.126 ligações no âmbito do Luz para Todos, tendo cumprido plenamente a meta de 23.052 ligações acordadas com o MME e Aneel.

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Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

A legislação específica determinou que, após 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras devem aplicar em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, anualmente, o montante mínimo de 0,75% da sua Receita Operacional Líquida (“ROL”) anual, e, no mínimo, 0,25% em programas de eficiência energética, voltados para o uso final da energia. Até 31 de dezembro de 2005, as distribuidoras aplicaram 1% da ROL anual, divididos em partes iguais de 0,5% para eficiência energética e 0,5% para pesquisa e desenvolvimento. No que tange a pesquisa e desenvolvimento fica distribuído 0,2% para projetos executados pelas distribuidoras, 0,2% destinados ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e 0,1% destinados ao MME, a fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como, os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos.

Os projetos de Pesquisa e Desenvolvimento são avaliados de acordo com metodologia e critérios que consideram os aspectos de alinhamento com as diretrizes da Companhia, atendimento de necessidade do mercado, relação custo x benefício, aplicabilidade prática, possibilidade de registro de patente, prazo e atendimento de necessidade interna. Em 2006, os saldos de pesquisa e desenvolvimento foi de R$ 13.416 mil e em 31 de março de 2007 foi de R$ 11.865 mil.

Os projetos do ciclo 2004/2005 são: a) investimento em distribuição considerando risco regulatório; b) otimização de dispositivos de proteção Instalados na rede de 15kV; c) Inter-relação entre geração de energia elétrica, aporte sólido e assoreamento em reservatórios – estudo do caso da PCH Alegre; d) detector de desvio de energia para redes de média tensão – ciclo 03/04 e ciclo 04/05; e) fluxo de carga Inteligente para apoio à tomada de decisão na operação de redes de distribuição – ciclo 03/04 e ciclo 04/05; f) desenvolvimento e validação de alternativas para proteção contra descargas atmosféricas em circuitos MT localizados em regiões de elevada incidência – ciclo 03/04 e ciclo 04/05 e g) desenvolvimento e implantação de medição através de cartão energia – ciclo 03/04 e ciclo 04/05.

Com relação à Eficiência Energética, destaca-se a participação da Escelsa em 11 eventos nas comunidades e 16 outras em feiras de ciências escolares, levando à população informações sobre o uso racional e cuidado com energia elétrica, utilizando-se de maquetes da “Casa Energizada”, para transmissão das técnicas de utilização racional dos equipamentos eletrodomésticos e da maquete de geração de energia em usina hidrelétrica, demonstrando-se a geração, transmissão, distribuição e utilização da energia, com o atendimento de aproximadamente 13.500 pessoas.

Dentro do Programa de Eficiência Energética da ANEEL, foram realizados projetos de aperfeiçoamento tecnológico tendo como objetivo a economia de energia e a implantação de melhoria no sistema de iluminação pública, em parceria com três prefeituras, as quais destinaram R$ 9,6 milhões, de recursos oriundos do Programa Reluz, promovendo o desenvolvimento, a valorização dos espaços públicos urbanos e contribuindo para melhorar as condições de segurança pública e a qualidade de vida nessas cidades.

Contratos Relevantes

Contratos Operacionais

Contrato de Concessão

Os direitos à exploração de serviços relativos à distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão dentro do Estado do Espírito Santo foi outorgado pelo Decreto de 13 de julho de 1995, publicado no Diário Oficial da União de 14 de julho de 1995, Seção I, Páginas 10.385/386.

As condições para exploração dos serviços acima mencionados constam do Contrato de Concessão, firmado em 17 de julho de 1995 entre a Escelsa e a União, esta última na qualidade de Poder Concedente.

O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contado a partir da data de assinatura, podendo ser prorrogado, no máximo, por período igual, mediante requerimento da Escelsa, apresentado até

150

36 meses antes do término do prazo do contrato, o qual será analisado pelo Poder Concedente, que decidirá com base nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público.

A Escelsa se compromete, nos termos do Contrato de Concessão, a manter e aperfeiçoar equipamentos e instalações em conformidade com a qualidade, continuidade, segurança e confiabilidade dos padrões de serviços estabelecidos, ou a serem estabelecidos, pela ANEEL.

O Contrato de Concessão estabelece a inexistência de exclusividade para a Escelsa com relação aos consumidores de energia elétrica qualificados como Consumidores Livres nos termos da Lei do Setor Elétrico, aos quais é assegurado livre acesso à energia elétrica de qualquer outro fornecedor. No que concerne ao relacionamento com os consumidores, cumpre ainda ser ressaltado que a Escelsa se compromete a manter em permanente funcionamento o chamado “conselho de consumidores”, integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltada para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestado pela Escelsa, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços.

Ainda nos termos do Contrato de Concessão, a Escelsa deve ter por objeto social a exploração de serviços públicos de energia elétrica, comprometendo-se somente a exercer outra atividade empresarial mediante prévia autorização da ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica.

Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as tarifas poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de Concessão, com periodicidade anual, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações elencadas no Contrato de Concessão. Especificamente no caso da Companhia, a época prevista para o reajuste anual é agosto de cada ano.

Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à revisão ordinária a cada 3 anos, que pode aumentar ou diminuir as suas tarifas. A primeira revisão ordinária da Companhia ocorreu em 1998. Para mais informações, ver item “Tarifas” nesta mesma seção.

O Contrato de Concessão foi aditado em 17 de julho de 2005.

Esse termo aditivo ao Contrato de Concessão alterou as condições das tarifas aplicáveis à prestação dos serviços outorgados à Companhia por meio do Contrato de Concessão.

Contrato de Uso ao Sistema de Transmissão (CUST) e Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão (CCT)

Em 30 de dezembro de 2002, a Escelsa, o ONS, e as concessionárias de transmissão representadas pelo ONS, firmaram o contrato CUST n° 081/2002, com prazo de duração até a extinção da concessão, com o objetivo de estabelecer os termos e as condições que regularão (i) a prestação de serviços de transmissão pelas concessionárias, mediante controle e supervisão do ONS; (ii) a prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle de operação dos sistemas eletroenergéticos interligados, das interligações internacionais e de administração dos serviços de transmissão prestados pelas concessionárias de transmissão; e (iii) a administração pelo ONS da cobrança e da liquidação dos encargos de uso da transmissão e a execução do sistema de garantias, atuando por conta e ordem das concessionárias de transmissão.

A Escelsa pagará mensalmente os encargos de uso da transmissão, bem como eventuais ultrapassagens do montante de uso e sobrecargas em instalações e equipamentos das concessionárias de transmissão, conforme regulamentação da ANEEL, sendo que os encargos serão compostos de 4 partes: (i) pagamento dos serviços de transmissão às concessionárias de transmissão; (ii) pagamento ao ONS pelos serviços prestados; (iii) pagamento às concessionárias de transmissão na hipótese de ultrapassagem do montante de uso; e (iv) pagamento às concessionárias de transmissão por eventuais sobrecargas em suas instalações e equipamentos.

151

A Escelsa firmou Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão com Furnas, em 14 de fevereiro de 2000, e em 20 de setembro de 2005, com prazo de duração até a extinção da concessão, que estabelecem as condições, procedimentos, responsabilidades técnico-operacionais e comerciais que regulam a conexão da Escelsa com a rede básica, por meio das instalações e pontos de conexão de propriedade de Furnas e da Companhia. Os encargos a serem pagos pela Escelsa são de acordo com os montantes e regras estabelecidos pela ANEEL.

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica

Os principais contratos de compra e venda de energia celebrados pela Companhia seguem indicados abaixo:

TIPO DE CONTRATO VENDEDORA DURAÇÃOVIGÊNCIA

CONTRATUALGWh/ANO

PREÇOc.e. atual

CESA - Geração Distribuída 1 ano JAN/2006 a DEZ/2006

155.227 73.96

CESA - PCH Viçosa 24 anos AGO/2001 a

JUL/2025 24.528 136.44

CESA - PCH São João (*) 19 anos JAN/2007 a JUL/2025

128.597 107.49

ENERPEIXE 10 anos (**)FEV/2006 a

JAN/2016 (**) 474.164 125.07

BILATERAIS

ENERTRADE 10 anos (**)JAN/2003 a

DEZ/2012 (**) 455.520 123.22

LEILÃO 2005-2012 10 geradores 8 anos JAN/2005 A DEZ/2012

1,840.591 57.51

LEILÃO 2006-2013 11 geradores 8 anos JAN/2006 A DEZ/2013

1,452.268 67.33

LEILÃO 2007-2014 08 geradores 8 anos JAN/2007 A DEZ/2014

45.867 75.46

LEILÃO 2008-2015 10 geradores 8 anos JAN/2008 A DEZ/2015

181.963 83.13

ITAIPU (***) FURNAS 1,817.045 21,5311U$/MW

(*) A eficácia do contrato inicia na data de operação comercial da PCH São João, prevista para 01º/01/2007. O preço faz

referência a agosto/2003.

(**) Contrato de Compra e Venda de Energia permanecerá vigente até o fornecimento de toda a energia contratada

(***) ITAIPU : contrato pago pela demanda cuja tarifa é estabelecida em dólar

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrados com empresas do Grupo Energias do Brasil

A Companhia celebrou diversos contratos de compra e venda de energia elétrica com partes relacionadas. As principais características desses contratos encontram-se descritas a seguir:

Enertrade – Em 23 de dezembro de 2002, a Escelsa assinou com a Enertrade, contrato de compra e venda de energia elétrica, com inicio de suprimento em 1º de janeiro de 2003 e com término estimado para 31 de dezembro de 2012, contemplando 11,45 MW médios em 2003 e 52 MW médios a partir de 2004, ao preço de R$ 85,67/MWh. Tal contrato foi aditado em 19 de fevereiro de 2003, para alterar o preço de contratação que passou a ser R$ 83,73/MWh. O preço avençado, na data base agosto de 2002, foi estabelecido de acordo com as regras sobre o Valor Normativo – VN, constantes da Resolução ANEEL nº 248, de 06 de maio de 2002, aplicável ao contrato à época em que foi celebrado e submetido a registro na ANEEL.

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Em 29 de outubro de 2003, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL negou aprovação do Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica firmado pela Escelsa com a Enertrade, sob a justificativa de que o preço do Contrato era superior ao preço máximo de contratação admitido pela ANEEL (R$ 74,79 / MWh, na base dezembro de 2002, obtido da aplicação de Notas Técnicas nº 023 da SEM/ANEEL, de 3 de abril de 2003, e nº 081 da SFF/ANEEL, de 7 de abril de 2003) e a cláusula de reajuste de preço estabelecia periodicidade menor que a admitida em lei.

Em 29 de agosto de 2003, a Escelsa interpôs recurso administrativo à ANEEL, onde defendeu a aplicação integral do valor contratado, para fins de reconhecimento na tarifa, utilizando-se dos seguintes argumentos:

(i) o contrato restou aprovado por decurso de prazo de manifestação por parte da ANEEL;

(ii) ausência de ato normativo que justificasse a adoção de um limite de repasse diferente do VN; e

(iii) ausência de caráter normativo, por parte das notas técnicas utilizadas.

Por meio do Ofício n.º 1779 da SFF/ANEEL, de 29 de outubro de 2003, a ANEEL não aprovou o contrato da Escelsa. Confirmando o entendimento anterior, de fixação de limites de repasse inferiores ao VN, estabeleceu o preço máximo de contratação de R$ 74,79/MWh, na base de dezembro de 2002, para a Companhia.

A Enertrade impetrou mandado de segurança em face da decisão da ANEEL e, em 5 de março de 2004, por decisão judicial proferida pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região, nos autos do Agravo de Instrumento nº 2004.01.00.007.806-5/DF, os efeitos do referido Ofício foram sobrestados para que a ANEEL considerasse o contrato aprovado para todos os fins de direito.

Embora a decisão judicial tenha garantido a aprovação dos contratos, a ANEEL manteve os limites de repasse por ela determinados, o que levou a Escelsa, por ocasião da 3ª Revisão Tarifária Periódica, em agosto de 2004, a interpor novo recurso administrativo argumentando: (i) que a definição pela ANEEL de um limite de repasse se deu sem a devida fundamentação e em desacordo com a regulamentação aplicável (metodologia do VN) e (ii) que a equivalência do preço contratual com o VN, em uma contratação de longo prazo, determina uma aquisição de energia pelo menor custo efetivo, assegurando a modicidade tarifária prevista no Contrato de Concessão.

Em 15 de abril de 2005 foi proferida sentença denegando a segurança, em face da qual foi interposto recurso de apelação, que suspendeu os efeitos da sentença.

A Companhia, desta forma, aguarda decisões administrativas dos recursos interpostos, cabendo, em caso de indeferimentos, a busca de soluções judiciais.

Caso seja proferida decisão final contrária à Enertrade, confirmando o entendimento da ANEEL sobre a não aprovação do Contrato, a Companhia acredita que, com relação ao período anterior à decisão judicial definitiva, seria aplicado o preço máximo estabelecido pela ANEEL e não o preço originalmente pactuado entre as partes, com a conseqüente devolução da diferença pela Enertrade, não havendo qualquer impacto com relação às tarifas praticadas pela Escelsa até então. Se os Contratos vierem a ser declarados ineficazes a partir da data da decisão judicial definitiva, a Escelsa teria que negociar novos volumes de energia elétrica em substituição àqueles contratados com a Enertrade, a qual, por sua vez, teria que vender a energia disponível a um terceiro, arcando com eventuais diferenças de preço.

Não obstante, não se pode assegurar que venha a ser esse o tratamento a ser dado pela ANEEL, caso haja sentença denegatória irrecorrível. Ainda que questionável, não se pode descartar a hipótese de a ANEEL pretender considerar os contratos ineficazes desde o momento anterior à decisão final desfavorável à Enertrade e, a partir daí, pretender desconstituir todos ou parte dos efeitos por eles gerados. A Compahia considera, entretanto, esse cenário improvável, uma vez que afetaria as relações de compra e venda do sistema elétrico nacional já concretizadas, acarretando a revisão das operações realizadas por um expressivo número de agentes do setor elétrico

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integrantes da CCEE – (MAE) desde o início dos Contratos. Em qualquer hipótese, a Escelsa está sujeita à imposição de penalidade pela ANEEL correspondente a até 2% do faturamento nos 12 meses imediatamente anteriores à lavratura do auto de infração. Uma decisão desfavorável neste processo poderá afetar de forma adversa relevante a Enertrade.

Enerpeixe – Em 23 de dezembro de 2002, a Companhia celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enerpeixe, com início de suprimento em 1º de fevereiro de 2006 e previsão de término em 31 de janeiro de 2016. O montante anual contratado foi de 47,2 MW-médios para o ano de 2006 e 53,9 MW-médios para os demais anos, ao preço de 107,18/MWh, data-base de outubro de 2003, reajustável anualmente, conforme o aditamento celebrado em 17 de outubro de 2003. O contrato e o aditamento foram homologados pela ANEEL em 06 de novembro de 2003, por meio do Ofício nº 1848/2003-SFF/ANEEL.

CESA – A Companhia possui contrato de compra e venda de energia elétrica, referente à PCH Viçosa, com vigência a partir de 1º de agosto de 2001 até 17 de julho de 2025, contemplando 2,57 MW médios , a partir de 19 de setembro de 2001, ao preço de R$ 93,07 / MWh, aditado em 7 de agosto de 2003, para efetivar a quantidade de 2,80 MW-médios, ao preço de R$ 116,12/MWh, a partir de 25 de fevereiro de 2003, já reconhecidos na tarifa aprovada pela ANEEL. Também foi celebrado contrato de compra e venda de energia elétrica, referente à PCH São João, inicialmente com vigência a partir de 1º de novembro de 2002 até 31 de maio de 2029, contemplando 14,68 MW médios , ao preço de R$ 96,74 / MWh. Em 13 de novembro de 2003, tal contrato foi aditado para alterar o período de vigência que passou a se encerrar em 17 de julho de 2025 e para proceder o reajuste do preço contratado para R$ 107,49/MWh, já reconhecido na tarifa aprovada pela ANEEL. Os valores referenciados aos preços de MWh estão expressos em unidades de reais sem ICMS.

Leilões de Energia

Em 7 de dezembro de 2004, foi realizado o primeiro leilão de energia nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Os contratos nesse leilão foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2012 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2005, até 31 de dezembro de 2013 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2006, e até 31 de dezembro de 2014 para os contratos com início de suprimento em 1° de janeiro de 2007.

Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as obrigações e direitos previstos no CCEAR.

Em 2 de abril de 2005, foi realizado o segundo leilão de energia de empreendimentos existentes nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil” deste Prospecto.

Os contratos foram firmados com vigência até 31 de dezembro de 2015 e início de suprimento em 1° de janeiro de 2008.

Os contratos prevêem que o suprimento de energia elétrica vigorará pelo prazo previsto, independentemente do prazo final da concessão, permissão ou autorização do comprador, assumindo o sucessor todas as obrigações e direitos previstos no CCEAR.

Contratos Financeiros

Com exceção do contrato de empréstimo celebrado com a Energias do Brasil (descritos na Seção “Operações com Partes Relacionadas”), segue abaixo descrição dos contratos de financiamento relevantes da Companhia. Além dos contratos abaixo mencionados, a Companhia também é parte em outros contratos de financiamento celebrados no curso normal de seus negócios.

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Empréstimos em Moeda Nacional

Contratos de Financiamento celebrados com o BNDES

A Companhia celebrou com o BNDES o Contrato celebrado no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico e Lei n.º 10.438 de 26 de abril de 2002, conforme alterada. Este contrato destina-se a suprir parte das insuficiências de recursos decorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica (vide a Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Histórico e Regulamentação”). Foi celebrado com a interveniência da ANEEL e do Banestes S.A. Banco do Estado do Espírito Santo, em 19 de fevereiro de 2002, aditado em 29 de agosto de 2002 e 16 de outubro de 2002, com vencimento em 15 de dezembro de 2007, no montante de R$166,2 milhões, com juros incidentes à taxa de 1% ao ano acima da taxa média anual ajustada da Selic, cujo saldo devedor, em 31 de março de 2007, era de R$ 67,5 milhões. A dívida está garantida por cessão e transferência do produto da arrecadação das faturas até que o valor atinja 5,65% do faturamento mensal da Escelsa, sendo referido percentual de 3,72% até 31 de janeiro de 2007.

Contratos de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES

A Escelsa celebrou Contrato de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES com o Banco Alfa S.A., em agosto de 2006, com vencimento em 15 de setembro de 2010, no montante de R$ 17 milhões, com juros calculados pela TJLP acrescida de 4,8% ao ano, destinado ao programa de investimentos em subestações, transmissão e distribuição de energia elétrica. O contrato apresenta hipóteses usuais de inadimplemento. No exercício de 2006 foram liberados recursos no montante de R$17.320. O saldo devedor deste contrato em 31 de março de 2007 era de 15,3 milhões. A dívida é garantida por vinculação de parcela do faturamento mensal da Escelsa decorrente da prestação dos serviços de energia elétrica nos municípios situados na área de concessão, no valor correspondente a, no mínimo, 130% das prestações do principal e acessórios da dívida vencíveis em cada período.

Contratos de Financiamento celebrados com a Eletrobrás

Programa Luz para Todos - 1ª etapa - Programa instituído pelo Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e operacionalizado pela Eletrobrás. Contrato firmado em 21 de maio de 2004, sendo que em 2004 foram liberados recursos no montante de R$10.720, em 2005, R$7.147 e em 2006, R$4.788, totalizando R$22.655. Sobre o valor do principal incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, pagos mensalmente a partir do dia 30 de outubro de 2004. As prestações do principal serão exigíveis mensalmente a partir do dia 30 de agosto de 2006 até 30 de julho de 2016 com garantia de vinculação da receita própria e Notas Promissórias. A 2ª etapa do Programa, contrato firmado em 20 de novembro de 2005, sendo que em 2006 foram liberados recursos no montante de R$17.413. Sobre o valor do principal incidem juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, pagos mensalmente a partir do dia 30 de abril de 2006. As prestações do principal serão exigíveis mensalmente a partir do dia 30 de maio de 2008 até 30 de abril de 2018 com garantia de vinculação da receita própria e Notas Promissórias. Programa Reluz - Contratos diversos firmados com a Eletrobrás, relativos ao Programa de Financiamento a Projetos de Conservação e Eficiência Energética, para os Municípios de Vila Velha, Serra, Ibiraçu e Aracruz, no valor contratado de R$17.023. Sobre os contratos incidem juros de 5% e taxa de administração de 1% ao ano sobre o saldo devedor, incorporados mensalmente durante o período de carência. As prestações do principal serão exigíveis mensalmente a partir do término da carência Vencimento da primeira parcela em 30 de julho de 2002 e a última em 30 de janeiro de 2011. Garantia de vinculação da receita própria e Notas Promissórias. O saldo devedor total em 31 de março de 2007 era de R$ 41,3 milhões.

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Cédulas de Crédito Bancário

Em fevereiro de 2007, a Companhia celebrou Cédulas de Crédito Bancário, no valor total de R$ 40,4 milhões, sendo que o montante de R$ 20,2 milhões foi firmado junto ao Banco do Brasil S.A. e R$ 20,2 milhões junto ao Banco Santander Banespa S.A. Sobre o valor das cédulas incidirão juros a razão de 105% do CDI, capitalizados diariamente. O valor do principal será amortizado em 5 parcelas anuais sendo a 1ª em 9 de fevereiro de 2010 e a última em 10 de fevereiro de 2014 e juros semestrais vencíveis a partir de 9 de agosto de 2007 a 10 de fevereiro de 2014. Esta operação estabelece covenant da relação dívida bruta/EBITDA Ajustado em índice não superior a 3,5, atendido até este momento. As condições são idênticas para ambas instituições financeiras. O saldo devedor em 31 de março de 2007 era de R$ 41,1 milhões.

Debêntures

Em 1º de junho de 2006, a Escelsa realizou a primeira emissão de debêntures simples, da forma escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, da espécie quirografária, não conversíveis em ações, com ausência de cláusula de opção de repactuação.

Foram lançadas o total de 26.400 debêntures, de valor nominal unitário de R$10.000,00, com subscrição integral no valor total de R$264.000, com prazo de vigência de 5 (cinco) anos, pagamento de juros remuneratórios semestrais e período de carência de 3 (três) anos para amortização do principal, cujo vencimento final dar-se-á em 1º de junho de 2011, sendo a primeira amortização, de 1/3, em 1º de junho de 2009, a segunda, de 1/3, em 1º de junho de 2010 e a terceira, de 1/3, em 1º de junho de 2011. A colocação foi concluída em 5 de julho de 2006.

A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidirão juros remuneratórios correspondentes a 104,4% da acumulação das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DIs, “over extra grupo”, expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e divulgadas diariamente pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - CETIP (Taxas DI) calculadas de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração correspondente aos períodos de capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 2 de novembro de 2006 e o último em 1º de junho de 2011.

Os recursos objetivaram o alongamento do perfil do endividamento, redução dos custos financeiros, diversificação das fontes de financiamentos, investimentos para o ano de 2006 e recomposição de caixa para capital de giro.

Empréstimos em Moeda Estrangeira

Senior Notes

A Companhia realizou uma captação de recursos por meio de títulos denominados “Senior Notes”(Notas), no total original equivalente a US$ 113.852 com vencimento único em julho de 2007 e juros de 10% a.a. pagáveis semestralmente em 15 de janeiro e 15 de julho de cada ano. Para estes títulos foram realizadas operações de swap, além de aplicações em títulos cambiais, destinadas à redução da exposição líquida da dívida. Em 7 de julho de 2005, como parte do processo de reorganização societária do grupo Energias do Brasil, R$794.127 (US$332,257) da dívida foram transferidos para a controladora EDP - Energias do Brasil S.A. Em 31 de março de 2007, o saldo pendente desta dívida era de R$ 238,3 milhões. Para maiores informações ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia”.

Swap

Em 31 de março de 2007, a Escelsa possuía 7 operações de swap em andamento, com os bancos HSBC, Banco Santander Banespa S.A., Banco Pactual S.A., Banco Citibank, Banif, Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A. e Itaú BBA, por meio das quais a Companhia trocou variação cambial mais taxa fixa de juros por CDI, com taxa variando de 100,46% a 105,00%. O saldo devedor em 31 de março de 2007 era de R$ 55,3 milhões. As referidas operações de swap referem-se à proteção financeira da emissão das Senior Notes da Companhia.

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Outros Contratos

A Companhia celebrou diversos contratos de prestação de serviços com diversas partes, sendo que os contratos principais seguem discriminados na tabela abaixo:

Objeto Fornecedor Áreas de Empreitada

Valor total contratado

atual

Condições de medição e pagamento

Prazo pgto.

no SAP Vigência

01/07/2005àDelta Eletrificações

e Serviço Regiões Norte

e Centro R$ 6.625.313,38

30/06/200801/07/2005

àLogistech Lis Entregas e Energia Ltda. EPP

Região GrandeVitória

R$ 9.618.506,59

30/06/200801/07/2005

à

Serviços Comerciais (Leitura de Medidores e entrega de

Contas em zonas urbanas e rurais)

Engelmig Elétrica Ltda. Região Sul R$ 8.039.742,50

Periodo: 1º dia ao último dia útil do mês -

Medição: último dia útil do mês - Pagto: 30 dias após apresent.

da fatura.

30 dd

30/06/200801/05/2006

àDeltaEletrificações e Serviço

Regiões Norte e Norte Serrano

R$ 8.035.185,60

30/04/200801/05/2006

àEngelmig Elétrica Ltda. Região Sul R$ 8.208.288,00

Periodo: 24º ao 23º dia do mês

subseq.Medição: até o ultimo dia do

mes. Pagto: 24 dd após fatura

24 dd

30/04/200828/02/2007

à

Serviços Técnicos

Comerciais (Ligação, Corte,

Religação,Inspeção, etc.)

ABF Engª., Serviços e Comércio Ltda.

GrandeVitória R$ 9.549.910,34

Periodo: 24º ao 23º dia do mês

subseq.Medição: até o ultimo dia do

mes. Pagto: 20 após apresentação

da fatura

20 dd

30/04/2008

01/05/2003à

ShendarManutenção Elétrica Ltda. (Referente Cessão da PRESSEL)

GrandeVitória R$ 12.848.440,80

31/12/2007

01/08/2003à

Eletroleste Serviços Técnicos de Eng. Ltda.

GrandeVitória R$ 5.801.216,45

31/12/200701/05/2003

àEngelmig Elétrica Ltda.

Alegre,Cachoeiro

Guarapari e Venda Nova

R$ 30.432.125,70

31/12/200720/08/2006

àEngelmig Elétrica Ltda. Região Sul R$ 12.659.431,50

19/08/200820/08/2006

à

Equipes de eletricistas para atendimento de

NR´s DeltaEletrificações e Serviços

Região Norte R$ 10.229.315,03

Periodo: 20º ao 19º dia do mês

subseq.. Pagto: Dia 19 mês subseq.

30 dd

19/08/200601/05/2003

à

Serviços Técnicos

Energizados Linha Viva (Extensão e

Manutenção de Rede, Limpeza de

Faixa, Poda de Árvore, etc.)

ShendarManutenção Elétrica Ltda. (Referente Cessão da PRESSEL)

GrandeVitória R$ 11.528.604,50

Periodo: 20º ao 19º dia do mês

subseq.. Medição: até o ultimo dia do

mês. Pagto: Dia 19 mês subseq.

30 dd

31/12/2007

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Patentes, Marcas e Licenças

O Grupo Energias do Brasil tem por política proteger suas marcas e possui cerca de 30 marcas com registro pedido ou concedido no Brasil em diversas classes, sendo as principais marcas as que envolvem o nome do grupo, bem como as que tratam dos nomes das empresas do Grupo Energias do Brasil, como “EDP”, “Energias do Brasil”, “Bandeirante”, “Enersul”, “Escelsa”, “Enertrade”, entre outras.

Marketing

A Escelsa está efetuando investimentos significativos na melhoria da qualidade de seus serviços, para então melhor divulgar sua marca, com vistas à competição ora em fase de implantação no setor elétrico, e à conquista de novos negócios.

Meio Ambiente

A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação (ver Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil – Meio Ambiente”).

A Escelsa é uma distribuidora de energia elétrica, operando um sistema em tensão inferior a 138 kV, que por suas características, não gera impactos ambientais significativos.

A Emissora não adere, por qualquer meio, a padrões internacionais relativos à proteção ambiental.

A Companhia não possui licença de operação emitida para a maioria de suas linhas e subestações instaladas entre 1957 a 2005, sendo que desde 1981 já existe no Brasil regulamentação federal exigindo o licenciamento ambiental de atividades e empreendimentos efetiva ou potencialmente poluidores. Para os empreendimentos instalados entre 1997 e 2005, o Instituto Estadual de Meio Ambiente, órgão ambiental do Estado do Espírito Santo, dispensou formalmente a Companhia do processo de licenciamento ambiental, por entender que tais empreendimentos não geravam impactos ambientais significativos. A partir de 2005, porém, o Instituto Estadual de Meio Ambiente passou a adotar uma nova política de licenciamento ambiental, sujeitando ao regular processo de licenciamento ambiental todos os novos empreendimentos da Companhia. É possível que o Instituto Estadual de Meio Ambiente venha a exigir que as linhas e subestações instaladas a partir de 1981 sejam submetidas ao processo de licenciamento ambiental. Para que ocorra a regularização do licenciamento ambiental de tais empreendimentos antigos, a Escelsa poderá ser compelida ao pagamento de compensações ambientais.

No passado, o uso de produtos perigosos na operação de equipamentos da Escelsa, tais como transformadores e capacitores, pode ter causado contaminação de solo e água subterrânea em imóveis de sua propriedade. A Escelsa está elaborando estudos mais aprofundados para apurar a existência de tais contaminações, particularmente em uma área em que era realizada a manutenção de seus equipamentos que continham óleo ascarel, um produto perigoso que era utilizado como isolante. Se tais contaminações forem confirmadas, a Escelsa poderá ser obrigada a descontaminar as áreas afetadas. A Companhia atualmente não possui equipamentos contendo óleo ascarel.

As principais ações ambientais desenvolvidas pela Escelsa durante o ano de 2005 seguem descritas abaixo:

a Escelsa cumpriu todas as fases do licenciamento ambiental para os novos empreendimentos – Licença Prévia, Licença de Instalação e Licença de Operação – a partir da elaboração de Estudos de Impacto Ambiental (EIA), Relatórios de Impacto Ambiental (RIMA), Relatório de Controle Ambiental (RCA) e Plano de Controle Ambiental (PCA) adequados a cada caso e em conformidade com as exigências dos órgãos ambientais;

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concluiu o descarte de 20 toneladas de resíduo Classe I referente a equipamentos contendo bifenilas policloradas (PCB/Ascarel), com obtenção de Certificado de Tratamento Térmico de 1,6 tonelada de Ascarel Líquido, emitido pela CETREL S/A – Empresa de Proteção Ambiental,

construiu bacias coletoras de óleo e caixas separadoras de óleo/água para transformadores, como forma de evitar possível derramamento de óleos para o solo, em caso de sinistro – Subestações de Ecoporanga, Pinheiros, Linhares e Carapina; construção de fossa séptica e filtro anaeróbio para coleta dos efluentes líquidos e sólidos das casas de comando; e

na abrangência de sistemas de gestão ambiental, implementou o convênio de Cooperação Técnica entre a Escelsa e o Instituto de Defesa Agropecuária e Florestal – IDAF, que objetiva disciplinar os serviços de implantação e manutenção, no âmbito da limpeza de faixas de segurança, de redes, linhas de distribuição e de transmissão elétrica, necessários ao pleno funcionamento do sistema elétrico, na área de concessão da Escelsa.

Até a implementação do processo de desverticalização em 2005, a Companhia atuou de forma sistemática na preservação dos recursos naturais, participando no consórcio do Rio Guandu que visa à recuperação, revitalização e conservação da Bacia do Rio Guandu. Este consórcio tem realizado o monitoramento, revitalização e conservação de solos, monitoramento de recursos hídricos e da ictiofauna, promovendo a recomposição da vegetação e a gestão de resíduos, bem como a proteção e redução de ruídos e radiações, além de dar apoio a entidades não governamentais atuantes na área ambiental.

Seguros

A Companhia mantém contratos de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades. Os principais valores em risco com coberturas de seguros, em 31 de março de 2007 era:

As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações financeiras, conseqüentemente não foram examinadas pelos Auditores Independentes.

Política de Hedge Cambial

A Companhia mantém uma política conservadora em relação à exposição do seu passivo bancário frente às oscilações cambiais. Toda a dívida em moeda estrangeira tem uma proteção financeira que troca a variação cambial pelo CDI. Em 31 de março de 2007, a única dívida em moeda estrangeira da Companhia eram as Senior Notes.

Subestações 233.428

Almoxarifado 16.230

Prédios e conteúdos (próprios) 20.658

Responsabilidade civil 5.724

Transporte (materiais) 9.600

Transporte (veículos) 1.300

Acidentes pessoais / Vida grupo 95.817

159

Prêmios

A Escelsa obteve em 2006 o reconhecimento de diversas entidades, conforme abaixo descrito:

pela adoção dos critérios de excelência na gestão da organização, a empresa recebeu diploma e troféu na categoria prata do Prêmio Qualidade Espírito Santo (PQES) pela adoção dos critérios de excelência na gestão da organização. O Prêmio Qualidade Espírito Santo é parte integrante do Prêmio Nacional da Qualidade com a assessoria da Fundação de Apoio à Gestão, Ciência e Tecnologia. Este é o segundo ano consecutivo que a Escelsa é premiada por seu desempenho na excelência da gestão da organização;

na avaliação do prêmio Abradee - Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia, a Escelsa foi reconhecida como a quarta melhor empresa da região sudeste em Qualidade da Gestão e a sexta melhor do País, na categoria empresas de distribuição de energia elétrica com mais de 400 mil clientes, dentre aquelas que concorreram ao prêmio;

conquistou o Prêmio Procel 2006, como a primeira melhor empresa no segmento de médio porte, por seu projeto de eficiência energética realizado no Shopping Vitória, onde obteve uma redução de energia de 986,13 MWh/ano e demanda evitada de 267 kW. O prêmio é concedido pelo Ministério de Minas e Energia por reconhecimento público ao empenho e aos resultados obtidos pelos diversos agentes de vários setores que atuam no combate ao desperdício de energia;

pelo sétimo ano consecutivo, a Escelsa foi reconhecida e certificada como Empresa Amiga da Criança pela Fundação Abrinq. É uma certificação que reconhece a preocupação da Companhia em cumprir o seu papel social e participar do desenvolvimento das gerações futuras; e

a Escelsa classificou-se na sexta posição entre as maiores empresas do Estado do Espírito Santo, em trabalho promovido pela Federação das Indústrias do Espírito Santo e publicado em revista daquela instituição, denominada 200 Maiores Empresas do Espírito Santo.

160

PROPRIEDADES, PLANTAS E EQUIPAMENTOS

A Companhia possui diversos imóveis próprios, alguns destinados à prestação dos serviços concedidos nos termos do Contrato de Concessão e outros desvinculados à prestação desses serviços.

Em 31 de março de 2007, a Companhia possuía 278 imóveis próprios e utilizava 32 locações com terceiros.

A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou restrição ao uso possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a legislação que rege o setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à prestação do serviço concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL.

A tabela a seguir indica os imóveis próprios mais relevantes da Emissora e seus respectivos , conforme última avaliação realizada em julho de 2004::

LOCALIDADE UTILIZAÇÃO AVALIAÇÃO (em R$ mil)

CARAPINA Centro Operativo 14.322

PITANGA Subestação de Energia Elétrica 278

CARAPINA Subestação de Energia Elétrica 21.292

PRAIA Subestação de Energia Elétrica 4.373

BENTO FERREIRA Subestação de Energia Elétrica 7.888

NOVA VENÉCIA Subestação de Energia Elétrica 378

LINHARES Subestação de Energia Elétrica 2.592

LINHARES Sede do Regional Norte 864

GUARAPARI Subestação de Energia Elétrica 420

MUQUIÇABA Subestação de Energia Elétrica 696

CACHOEIRO DE ITAPEMIRIM Subestação de Energia Elétrica 1.004

*Imóveis avaliados pela Deloitte Touche Tohmatsu

Em 31 de março de 2007, o custo histórico registrado na conta de imobilizado de terrenos, edificações, obras civis e benfeitorias totalizava R$ 41.790 milhões.

161

RECURSOS HUMANOS

Empregados

Em 31 de março de 2007, a Escelsa possuía 1.026 empregados. No quadro abaixo, pode-se identificar a evolução do quadro de pessoal da Companhia nos últimos três anos e no primeiro trimestre de 2006 e de 2007:

Em 31 de dezembro de Em 31 de março de

ANO2004 2005 2006

Var.ano

04/05(%)

Var. ano 06/07(%) 2006 2007

Var.trimestre

06/07 (%)

n.º de empregados em dezembro

1.231 1.158 1.000 (5,9) (13,6) 1.154 1.027 (11)

A tabela a seguir apresenta o número de empregados por plano, região e diretoria, referente aos anos de 2004, 2005 e 2006:

Operacionais 926 Grande Vitória 861 Presidência 27

Profissionais 324 Sul 208 Administ. / Financeira 114

Gerenciais 55 Norte 236 Comercial 282

Técnica 860

Cedidos 22

Total 1.305 Total 1.305 Total 1.305

Operacionais 845 Grande Vitória 833 Presidência 28

Profissionais 329 Sul 179 Administ. / Financeira 108

Gerenciais 57 Norte 219 Comercial 278

Técnica 795

Cedidos 22

Total 1.231 Total 1.231 Total 1.231

Operacionais 793 Grande Vitória 801 Presidência 27

Profissionais 311 Sul 172 Administ. / Financeira 101

Gerenciais 54 Norte 185 Comercial 283

Técnica 723

Cedidos 24

Total 1.158 Total 1.158 Total 1.158

Operacionais 690 Grande Vitória 701 Presidência 15

Profissionais 269 Sul 164 Administ. / Financeira 112

Gerenciais 40 Norte 134 Comercial 27

Técnica 164

Cedidos 31

Diretoria Executiva 650

Total 999 Total 999 Total 999

2.005 841

2.006 956

2.003 720

2.004 771

ANONº EMPREGADOS Nº CLIENTES POR

EMPREGADOPOR PLANO POR REGIÃO POR DIRETORIA

162

A tabela a seguir apresenta o número de empregados por plano, região e diretoria, referente ao primeiro trimestre de 2007:

POR PLANO POR REGIÕES POR DIRETORIA CLIENTES / COLABORADOR

Operacionais 711 Norte 155 Presidência 20

Profissionais 275 Sul 141 Administ. / Financeira 115

Gerenciais 41 Grande Vitória 731 Comercial 28

Técnica 191

Auditoria Interna 2

Executiva 642DEMISSÕES: 7

Cedidos 29

1.041

QUADRO DE COLABORADORES - MAR/2007: 1.027

Em 31 de março de 2007, o valor da folha de pagamento da Escelsa, incluindo remuneração, encargos sociais e benefícios dos empregados, totalizava R$ 18.306 mil. O valor anual, em dezembro de 2006 foi de R$ 102.632 mil e, em dezembro de 2005 o valor foi de R$ 90.177 mil. O orçamento para 2007 é de R$ 101.749 mil.

Sindicatos

Os empregados da Escelsa são representados pelo Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica do Estado do Espírito Santo (“SINERGIA”). A Escelsa possui um bom relacionamento com esse sindicato e tem acordos coletivos de trabalho, que são renegociados anualmente.

A renegociação salarial dos empregados da Escelsa ocorre no mês de novembro. O índice de reajuste salarial nos últimos três anos foram os seguintes: (i) 6,87% em 2004, a partir de novembro de 2004; (ii) 6,36% em 2005, a partir de novembro de 2005; (iii) 4,00%, a partir de janeiro de 2006; e (iv) 4,00%, a partir de novembro de 2006.

Ocorreu uma paralisação parcial com duração de 24 horas no ano de 2005 e outra no ano de 2006.

Como forma de adequação ao modelo de negócios introduzido pelo marco regulatório no ano de 2004, tornou-se necessária a redefinição da estrutura e dos processos da Escelsa, e por conseguinte a adequação do quadro de colaboradores à nova realidade. Para tanto a Escelsa instituiu um Programa de Desligamentos Voluntários - PDV que além do incentivo financeiro, estruturou um núcleo de atendimento e recolocação para auxiliar os colaboradores no processo de transição profissional. O referido plano teve início em julho de 2006 e o término está previsto para dezembro de 2007.

A tabela a seguir apresenta o número de empregados dispensados nos 3 últimos anos pela Escelsa:

ANO31 de dezembro

de 2004 31 de dezembro

de 2005 31 de dezembro

de 2006

n.º de empregados dispensados

141 49 186

163

O quadro abaixo indica o montante de verbas rescisórias da Companhia nos 3 últimos anos e no primeiro trimestre de 2006:

31 de dezembro de 2004

31 de dezembro de 2005

31 de dezembro de 2006

31 de março de 2007

Verbas rescisórias (em R$ mil) 3.029 1.931 10.487 632

Plano de Previdência Privada – Fundação Escelsos

A Companhia é patrocinadora da Fundação Escelsos, entidade fechada de previdência privada, que tem por finalidade principal a complementação dos benefícios concedidos pela previdência social aos colaboradores e administradores da Companhia, por meio de dois planos de benefícios: o Plano de Benefícios I, do tipo benefício definido e o Plano de Benefícios II, do tipo contribuição definida.

Esses planos de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente.

Apresenta-se, a seguir, a demonstração do número de participantes por tipo de Plano:

Na qualidade de patrocinadora, a Escelsa contribui com uma parcela mensal proporcional a contribuição realizada pelos participantes da Fundação Escelsos de acordo com o estabelecido em cada plano de benefícios, sendo o percentual máximo de contribuição da Companhia, considerando os dois planos, limitado a 7% da folha de pagamento. Até 31 de março de 2007 a Escelsa havia contribuído com R$ 722,00 mil, sendo que até 31 de dezembro de 2006 contribuiu com R$ 3.063,0 mil e R$ 3.105,0 mil até 31 de dezembro de 2005.

Esses planos de benefícios têm suas reservas matemáticas calculadas atuarialmente, segundo o regime de capitalização sendo as mesmas reavaliadas anualmente. A avaliação atuarial mostrou que, nos Planos Previdenciários I e II, o valor justo dos ativos supera o valor presente das obrigações atuariais, conforme demonstrado a seguir:

A apresentação de superávits nos planos previdenciários de beneficio definido, no valor de R$ 58.743 mil atualizada até 31 de dezembro de 2006, reduzem o risco de eventual passivo atuarial futuro para a Companhia. A administração da Companhia, contudo, de maneira conservadora, optou por não registrar esse ativo, por não estar assegurada a efetiva redução das contribuições da Emissora ou que será a ela reembolsado no futuro.

31/12/2006 31/12/2005Valor presente das obrigações atuariais total ou

parcialmente cobertas (119.591) (113.167)

Valor justo dos ativos 198.889 178.395

79.298 65.228

Valor dos ganhos atuariais não reconhecidos (20.555) (17.447)

Superavit 58.743 47.781

PLANO I PLANO II TOTALParticipantes Ativos 3 1.103 1.106

Participantes assistidos

Aposentados 607 273 880

Pensionistas 126 13 139

733 286 1019Total 736 1.389 2.125

164

O Plano de Benefícios I, desde 1º de junho de 1998 não admite a inscrição de novos participantes. Os benefícios deste Plano serão custeados por contribuições dos participantes e da Companhia. Atualmente, o Plano de Benefícios I possui 3 participantes ativos, 607 aposentados (aposentadoria por tempo de contribuição, especial, por idade e por invalidez) e 126 pensionistas. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse plano é da Companhia.

Os benefícios de natureza previdenciária oferecidos pelo Plano I são:

complementação de aposentadoria por tempo de contribuição;

complementação de aposentadoria por idade;

complementação de aposentadoria especial;

complementação de aposentadoria por invalidez;

complementação de pensão por morte;

benefício proporcional diferido.

O Plano de Benefícios II, instituído em março de 1998, possui benefícios no modelo de contribuição definida para os benefícios programados e no modelo de benefício definido para os benefícios de risco. Os benefícios do Plano de Benefícios II serão custeados pelo Participante, por contribuições básicas e adicionais e pela Companhia, por meio das contribuições normais, extraordinárias e específicas de custeio. Atualmente, o Plano de Benefícios II possui 1.103 Participantes Ativos, 273 Aposentados e 13 Pensionistas. No Plano de Benefícios II não há risco atuarial para a Companhia, sendo o risco dos investimentos integralmente assumidos pelos Participantes do Plano.

Os benefícios de natureza previdenciária oferecidos pelo Plano II são:

aposentadoria normal;

aposentadoria antecipada;

aposentadoria por invalidez;

pensão por morte; e

benefício proporcional diferido.

Plano de Participação nos Resultados – PR e Bônus

A Companhia possui um plano de participação nos resultados para seus empregados. O plano de participação nos resultados visa a participação dos colaboradores nos resultados da Escelsa, estimulando o alinhamento às diretrizes da Companhia que, por meio do trabalho em equipe e integração de esforços entre as diferentes áreas, espera obter índices de produtividade que permitam a competitividade e seu desenvolvimento. A participação dos empregados nos resultados está pautada pelo cumprimento de três condições com pesos dados a cada uma delas: metas da empresa (50%), metas da equipe (25%) e metas individuais (25%).

165

A Escelsa escolheu os seguintes itens de controle para estabelecimento das metas da empresa:

Índice de satisfação do cliente – ISC;

Qualidade do serviço – QS; e

Custeio total.

A estes itens de controle, foram conferidos pesos (1/3 para cada um deles) e estabelecidos, a cada ano, os níveis (metas) esperados de realização com o trabalho de todos os empregados da Companhia. Os resultados alcançados são convertidos em pontos pela multiplicação do nível alcançado pelo peso estabelecido. Portanto, o total de “PONTOS ESCELSA” poderá variar de 100 ao máximo de 500 pontos.

Com relação às metas da equipe, cada gerência, correspondente a uma equipe, deve cumprir os planos de ação relativos às suas metas. A unidade de medida é o percentual (%) de realização dos planos, podendo os resultados variar de 0 (zero) a 100% (cem por cento).

Com relação às metas individuais, cada empregado é avaliado por seu superior imediato, segundo as metas individuais negociadas por ocasião da execução do Plano de Gestão de Desempenho da Empresa, período em que a meta é discutida entre o superior imediato e o empregado, favorecendo o diálogo e a orientação (coaching), alinhando sua atuação com os objetivos da Companhia. O resultado das metas individuais pode variar de 0 (zero) a 5 (cinco).

A participação do empregado nos resultados é, então, apurada em número de salários base do mesmo, limitado ao salário médio praticado pelo mercado pesquisado pela Escelsa para cada grupo salarial (FCM 100%), podendo variar de 0 (zero) a 2 (dois) salários.

A Companhia, além da participação nos resultados, também confere bônus para os empregados que ocupam cargos de nível gerencial. Em março de 2007, foi pago um total de R$ 3.174 milhões a título de Participação nos Resultados e Bônus. Em 2006 e 2005, este total foi de R$ 6,6 milhões. O bônus pago pela empresa não é considerado salário para fins trabalhistas e previdenciários.

Planos de Opção de Compra de Ações destinados a Empregados

A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a empregados ou de outras formas de seu envolvimento no capital da Companhia.

Terceirização de mão-de-obra

Além das atividades exercidas por seus empregados, a Companhia terceiriza serviços comerciais (leitura de medidores e entrega de contas), serviços de manutenção de redes e serviços técnico-comerciais (corte e religa). Em 31 de março de 2007, a Escelsa possuía 1.924 terceirizados, empregados de empresas prestadoras de serviços.

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DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS

Abaixo consta uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações.

Capital Social

A Escelsa é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras, como subsidiária integral da Energias do Brasil. Na data deste Prospecto, o capital social da Companhia era de R$ 376.021.629,74, representado por 5.876.012 ações ordinárias, todas nominativas, sem valor nominal. Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas.

O quadro abaixo demonstra a distribuição do capital social da Companhia entre seus acionistas em 31 de março de 2007:

AÇÕES ON Acionistas QTDE %

Energias do Brasil 5.876.012 100,00 Total 5.876.012 100,0

Alterações Relevantes na Participação dos Membros do Grupo de Controle

Por meio de acordo de acionistas, os acionistas controladores da Energias do Brasil partilharam o controle da Companhia com um terceiro até setembro de 2002. A partir de outubro de 2002, com o término do acordo de acionistas, os acionistas controladores da Energias do Brasil adquiriram o controle exclusivo da Companhia. Em dezembro de 2003, a Energias do Brasil passou a deter o controle direto da Iven, sociedade que controlava a Companhia. Em abril de 2005, o Grupo Energias do Brasil realizou uma reorganização societária, por meio da qual: (i) a Energias do Brasil incorporou a Iven; (ii) a Enersul foi transformada em subsidiária integral da Escelsa, por meio da incorporação de ações de emissão da Enersul pela Escelsa; (iii) Escelsa e a Bandeirante foram transformadas em subsidiárias integrais da Energias do Brasil, por meio da incorporação de ações da Escelsa e da Bandeirante pela Energias do Brasil. Na reorganização societária, os acionistas minoritários da Bandeirante, Escelsa, Enersul e Iven que não exerceram o seu direito de recesso, nos termos do Aviso aos Acionistas publicado no dia 2 de maio de 2005, receberam ações da Energias do Brasil em troca da participação que detinham no capital das referidas sociedades, conforme relações de troca divulgadas no Aviso aos Acionistas publicado no dia 13 de maio de 2005.

Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia

A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria.

A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão, aplicando-se à mesma política adotada para a Energias do Brasil.

Assim, considerando que a Energias do Brasil é companhia listada no Novo Mercado, seus acionistas controladores e administradores têm restrições quanto à negociação dos títulos e valores mobiliários da companhia de que são titulares. Nos seis meses subseqüentes ao início da negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado, acionistas controladores e administradores da companhia estão proibidos de vender e/ou ofertar à venda quaisquer ações e títulos e valores mobiliários negociados em mercados de liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto valores mobiliários de emissão da companhia de que eram titulares quando do início de negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado. Após esse período

167

inicial, por um período adicional de 6 meses, acionistas controladores e administradores da companhia somente podem vender ou ofertar à venda até 40% das ações e títulos e valores mobiliários negociados em mercados de liquidação futura ou outros ativos tendo como lastro ou objeto valores mobiliários de emissão da companhia de que eram titulares quando do início da negociação dos valores mobiliários da companhia no Novo Mercado.

Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, administradores e membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo:

anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos negócios da Companhia;

se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou reorganização societária da Companhia;

durante o período de 15 dias anteriores à divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (IAN e DFP); ou

em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada opção ou mandato para o mesmo fim.

Ações Detidas por Empregados e Membros da Administração da Companhia

Considerando que a Emissora é subsidiária integral da Energias do Brasil e conforme previsto em seu estatuto social, os membros do Conselho de Administração da Companhia não são acionistas da Companhia.

Forma de Transferência das Ações

A transferência de ações nominativas realizar-se-á mediante termo lavrado no livro societário “Transferência de Ações Nominativas”.

Restrições

As ações que compõem o controle acionário da Escelsa não poderão ser transferidas, cedidas ou sob qualquer forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da ANEEL.

Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores

Em 31 de março de 2007, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer administradores da Companhia em seu capital social.

Política de Distribuição de Dividendos

Do lucro líquido do exercício social, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes deduções e destinações:

5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos termos da Lei das Sociedades por Ações;

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a importância necessária para assegurar a distribuição do dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício social, não cumulativo.

o saldo, se houver, e salvo deliberação em contrário da Assembléia Geral, será destinado à constituição de uma reserva para expansão das atividades sociais e um reforço do capital de giro, cujo total não poderá exceder o valor do capital social.

O Conselho de Administração da Companhia, “ad referendum” da Assembléia Geral, poderá declarar dividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas. Serão pagos no prazo de 60 dias da data em que forem declarados, salvo disposição em contrário da Assembléia Geral, mas sempre dentro do exercício social.

Os dividendos não reclamados no prazo de 3 anos, reverterão em favor da Companhia.

Os valores dos dividendos que forem devidos aos acionistas, não sofrerão incidência de encargos financeiros. O valor dos juros, pago ou creditado, a título de remuneração sobre o capital próprio, nos termos da legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputado ao dividendo obrigatório, integrando tal valor o montante dos dividendos distribuídos pela sociedade para todos os efeitos legais. No entanto, tal dividendo não será obrigatório no exercício social em que a Diretoria, dando prévio conhecimento ao Conselho de Administração, informar à Assembléia Geral Ordinária, com parecer do Conselho Fiscal, ser o dividendo obrigatório incompatível com a situação financeira da Companhia.

Histórico de Pagamento de Dividendos

O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos e juros sobre capital próprio declarados e pagos nos anos de 2002 a 200 e declarados no ano de 2006 (a ser pago durante o exercício social de 2007):

Distribuição de Dividendos e Juros sobre Capital Próprio aos Acionistas

Exercício Social Proventos R$ mil 2002 Juros sobre capital próprio - 2002 Dividendos - 2003 Juros sobre capital próprio - 2003 Dividendos 42.020 2004 Juros sobre capital próprio - 2004 Dividendos 37.123 2005 Juros sobre capital próprio 53.223 2005 Dividendos 86.470 2006 Juros sobre capital próprio 45.406 2006 Dividendos 50.008

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PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA

Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo

A Emissora e as demais companhias do Grupo EDP adotam uma política interna de divulgação de informações e manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante ainda não divulgado ao mercado, em conformidade com a Instrução CVM n.° 358, de 03 de janeiro de 2002, conforme alterada.

Essa política é destinada aos acionistas controladores, administradores e qualquer pessoa que tenha conhecimento de informação relativa a fato relevante. Essa política estabelece regras de sigilo e confidencialidade, procedimentos relativos à manutenção de sigilo, bem como atribui responsabilidade direta e subsidiária pela divulgação de fato relevante ao diretor de relações com investidores e aos destinatários que tenham conhecimento pessoal de fato relevante, respectivamente.

Cumpre ao diretor de relações com investidores o dever de divulgar e comunicar à CVM e à BOVESPA, qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da Companhia, bem como zelar por sua ampla e imediata disseminação, simultaneamente em todos os mercados em que tais valores mobiliários sejam admitidos à negociação.

De acordo com a política interna da Companhia, a divulgação de qualquer ato ou fato relevante deverá ser feita por meio de publicação nos jornais de grande circulação utilizados habitualmente pela Emissora, podendo ser feita de forma resumida com indicação dos endereços na rede mundial de computadores, onde a informação completa deverá estar disponível a todos os investidores, em teor no mínimo idêntico àquele remetido à CVM.

As divulgações a serem feitas pelo diretor de relações com investidores ocorrerão, sempre que possível, antes do início ou após o encerramento dos negócios nas bolsas de valores e entidades do mercado de balcão organizado em que os valores mobiliários de emissão da Energias do Brasil e/ou de suas controladas sejam admitidos à negociação.

Regras do Novo Mercado

A Energias do Brasil, de modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebrou em 2005 um contrato com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado. O Novo Mercado é destinado à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir com práticas de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em relação àquelas já impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas.

Na qualidade de companhia listada no Novo Mercado, adicionalmente às informações requeridas pela legislação aplicável, a Energias do Brasil deve:

realizar, pelo menos uma vez por ano, uma reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados, para divulgar informações quanto à sua situação econômico-financeira, projetos e perspectivas;

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divulgar calendário anual até o final de janeiro de cada ano, informando sobre eventos corporativos programados;

divulgar informações sobre todo e qualquer contrato celebrado (i) entre a Energias do Brasil e suas controladas e coligadas, administradores e acionistas controladores; (ii) entre a Energias do Brasil e as sociedades controladas e coligadas de seus administradores e de seus acionistas controladores; ou (iii) entre a Energias do Brasil e outras sociedades que com qualquer dessas pessoas listadas em (i) e (ii) integre um mesmo grupo de fato ou de direito, sempre que for atingido, em um único contrato ou em contratos sucessivos, com ou sem o mesmo fim, em qualquer período de um ano, valor igual ou superior a R$200 mil, ou valor igual ou superior a 1% sobre o patrimônio líquido da Energias do Brasil, considerando-se aquele que for maior;

divulgar cópia de todos os acordos de acionistas, que se encontrem arquivados na sede da Energias do Brasil e dar notícia das averbações de acordos existentes em seus livros, sendo que, quando da celebração de novos acordos, o envio/notícia deverá ocorrer nos 5 dias subseqüentes ao seu arquivamento e/ou averbação; e

divulgar cópia de todos os programas de opções de aquisição de ações ou de outros títulos e valores mobiliários de sua emissão, destinados aos seus empregados ou administradores.

Outras Práticas de Governança Corporativa

Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são recomendadas no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de Governança Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de seus balanços e demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de forma a facilitar a presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social (a) da forma de convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da Diretoria, (c) da forma de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição, destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii) transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; (ix) livre acesso às informações e instalações da companhia pelos membros do Conselho de Administração; e (x) estabelecimento de atribuições e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a evitar o mau uso dos ativos da sociedade.

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POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL

Em 2006, a Escelsa realizou 12 palestras nas comunidades de sua área de concessão levando à população informações sobre o uso racional e cuidado com energia elétrica, demonstrando-se a geração, transmissão, distribuição e utilização da energia em uma localidade, sendo realizado atendimento de aproximadamente 387 pessoas.

A Companhia também realizou, em 2006, uma ampla campanha de alerta sobre o uso incorreto da energia elétrica, abrangendo jornais, televisão e rádios do Estado do Espírito Santo. As peças publicitárias e os spots abordaram situações perigosas, como a movimentação de antenas de televisão perto dos fios, os perigos dos andaimes, vergalhões e pipas, as ligações clandestinas, entre outros temas relacionados à comunidade. A Escelsa colaborou com o Projeto Iluminar em parceria com o IASES - Instituto de Atendimento Sócio-Educativo do ES, que tem como objetivo principal dar oportunidade de recuperação e de reinserção social a menores em situação de risco social. Com a ajuda da empresa foram desenvolvidas atividades voltadas à educação, saúde, cursos profissionalizantes e lazer de menores infratores. Os recursos de incentivos fiscais, no valor de R$ 275 mil, foram direcionados e repassados ao Conselho Estadual dos Direitos da Criança e do Adolescente (Criad), dentro do Fundo da Infância e da Adolescência, a quem caberá administrar sua destinação.

O Projeto IASES – Instituto de Atendimento Sócio-Educativo do Estado do Espírito Santo tem como objetivo principal dar oportunidade de recuperação e de reinserção social de menores infratores. A Escelsa e o Governo do Estado do Espírito Santo assinaram, no dia 24 de outubro de 2005, um termo de cooperação para apoio financeiro ao IASES. Com a ajuda da Companhia, serão desenvolvidas atividades voltadas à educação, saúde, cursos profissionalizantes e lazer de menores infratores. Os recursos de incentivos fiscais, no valor de R$ 336 mil foram direcionados e repassados ao Conselho Estadual dos Direitos da Criança e do Adolescente (Criad), dentro do Fundo da Infância e do Adolescente, que irá administrar sua destinação.

Desde 1998, a Companhia mantém parceria com a ACES – Ação Comunitária do Espírito Santo, com uma oficina de iniciação profissional de instalações elétricas residencial e predial para jovens de comunidades carentes, tendo sido formados, nestes nove anos, 904 alunos, dois quais134 em 2006.

Outro projeto da ACES – Ação Comunitária do Espírito Santo que recebe apoio da Escelsa é o Pequenos Talentos, que coloca crianças e adolescentes carentes em contato com o balé clássico e contemporâneo, possibilitando até sua profissionalização. Em 2006, o projeto ampliou sua área de atuação e beneficiou 300 alunos.

Para comemorar o aniversário da Escelsa, foi desenvolvida uma campanha com a participação de 9 equipes formadas por colaboradores de todas as regiões de atuação da empresa, denominada “Gincana Escelsa 38 anos – Multiplicar o Pão”. Em duas semanas foram coletadas mais de 11 mil unidades entre cobertores, colchões, colchonetes, roupas de cama, banho e de uso adulto e infantil e mais de 30 toneladas de alimentos. Como estímulo à solidariedade demonstrada pelos colaboradores a Escelsa fez a doação da mesma quantidade de alimentos coletados. Foram beneficiadas 50 entidades beneficentes de todo o Estado, escolhidas pelos colaboradores.

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ADMINISTRAÇÃO

A Emissora é administrada por um Conselho de Administração, formado por no mínimo 5 membros e no máximo 7 membros (cada um, um “Conselheiro” e, em conjunto, os “Conselheiros”), e por uma Diretoria composta por, no máximo, 5 membros (cada um, um “Diretor” e, em conjunto, os “Diretores”), sendo um deles Diretor-Presidente.

Conselho de Administração

O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 7 membros, é responsável, dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da Companhia, incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela fixação de suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de Administração são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral. O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração permanecerão no exercício social de seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores.

Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne, ordinariamente, uma vez por ano e extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de Administração devem ser realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício social e as deliberações são tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício social, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade.

Endereço Comercial dos Membros do Conselho de Administração da Companhia:

Bandeira Paulista, n.º 530, Chácara Itaim, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo e Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar, na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo.

Composição

Na data deste Prospecto, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:

Nome Data da Eleição Término CargoAntônio Fernando Melo Martins da Costa 29/04/2005 30/04/2008 Presidente Antônio Eduardo da Silva Oliva 29/04/2005 30/04/2008 Vice-Presidente Antônio José Sellare 29/04/2005 30/04/2008 Membro EfetivoCustódio Alexandre Rouxinol Miguens 29/04/2005 30/04/2008 Membro EfetivoCarlos Alberto Silva de Almeida Loureiro 29/04/2005 30/04/2008 Membro EfetivoDante Segundo Pancini Pola 09/04/2007 30/04/2008 Membro EfetivoJoão José Gomes de Aguiar 29/04/2005 30/04/2008 Membro Efetivo

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Experiência Profissional

ANTÓNIO FERNANDO MELO MARTINS DA COSTA. Nascido em 13 de dezembro de 1954. Licenciado em Engenharia Civil, com MBA, ambos pela Universidade do Porto e com formação executiva complementar no INSEAD (Fontainebleau), AESE (Universidade Navarra) e Wharton School (Filadélfia, EUA). Iniciou sua carreira profissional em 1976, como docente universitário, tendo ingressado na EDP em 1981. Em 1989, mudou para o setor financeiro, onde foi Diretor Geral do Banco Comercial Português (Millenium BCP) e Administrador Executivo de empresas de Seguros, Pensões, Gestão de Fundos e Patrimônios do Grupo Millenium BCP. A partir de 1990 passou também a Diretor da Holding financeira Eureko BV (Holanda), detentora de participações de controle em diversas seguradoras e sociedades gestoras de ativos na Europa. Foi também Presidente Executivo da Eureko Polska e Vice-Presidente Executivo da PZU, Polônia (a maior seguradora e gestora de ativos e fundos de pensões da Europa Central). Em 2003, regressou à EDP para assumir a posição de CEO das operações no Brasil. É Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente da Diretoria da Companhia. Ocupa ainda o cargo de Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla, Enerpeixe e Energest. É Diretor Presidente da Enertrade.

ANTÓNIO EDUARDO DA SILVA OLIVA. Nascido em 4 de fevereiro de 1946. Engenheiro Eletrotécnico, formado pela Universidade de Lourenço Marques em Moçambique. Foi professor na Escola Industrial Mouzinho de Albuquerque em Moçambique, sócio e engenheiro eletrotécnico na Urboprojecto Ltda – Gabinete de Estudos e Projetos de Engenharia, Chefe da Divisão de Centrais e Subestações e Chefe dos Serviços Elétricos e Direção de Exploração da respectiva Rede Elétrica na SHER-Sociedade Hidroelétrica do Revué, S.A. Em 1974, ingressou na EDP como engenheiro de Projetos, tendo sido nomeado, em julho de 1989, Chefe do Centro de Distribuição Coimbra, assegurando a gestão dos diversos serviços (Recursos Humanos, Administrativo, Comercial e Técnico), a elaboração dos planos de atividades e orçamento, sua coordenação e responsabilidade pela sua execução. Foi nomeado, em 1991, Diretor Executivo da Direção Operacional de Distribuição Centro de Portugal. Em 1994, passou a Vogal Executivo do Conselho de Administração da Cenel – Eletricidade do Centro S.A. (empresa de distribuição de energia elétrica do Grupo EDP). Em 1997, foi Vogal Executivo do Conselho de Administração da EN – Eletricidade do Norte S.A. (empresa de distribuição de energia elétrica – Grupo EDP). Foi Presidente Executivo do Conselho de Administração da HDN – Energia do Norte S.A. (empresa de produção hidroelétrica do Grupo EDP), de janeiro de 1997 a maio de 1998, e Presidente Executivo da Hidrocenel – Energia do Centro S.A. (empresa de produção hidroelétrica do Grupo EDP), de maio de 1998 a junho de 2001, após exercer a função de Vogal Executivo do Conselho de Administração da empresa. Em fevereiro de 2000, foi nomeado Vogal Executivo do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A, com atribuição da responsabilidade da Área de Negócio Serviços de Rede. Um ano antes, havia sido nomeado Vogal Executivo dos Conselhos de Administração da LTE – Eletricidade de Lisboa e Vale do Tejo S.A. e da SLE – Eletricidade do Sul S.A. (empresas de distribuição de energia elétrica do Grupo EDP). Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Distribuição e Serviços Técnicos da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa e Enersul, sendo Diretor Presidente das duas últimas companhias. É Vice-Presidente do Conselho de Administração da Enersul.

ANTONIO JOSÉ SELLARE. Nascido em 19 de julho de 1953. Formado em Administração de Empresas pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC em 1980. Anteriormente ao ingresso no Grupo EDP, acumulou experiência em instituições financeiras com responsabilidade durante a carreira pelas áreas administrativas e contábeis, administração de fundos de investimento, operações em bolsas de valores e com derivativos, gestão de risco, gestão de tesouraria e modelagem de produtos financeiros. É responsável no Grupo EDP pela coordenação das gestões financeiras das unidades de negócios no Brasil, pelas negociações para financiamento de projetos, pelo acompanhamento e avaliação dos resultados das empresas participadas, pela avaliação local de novos projetos e oportunidades de negócios, pelas operações de reorganização societária e pela coordenação dos planos de negócio das empresas, nas quais o Grupo EDP detém participação no Brasil. É Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores da Energias do Brasil. É também membro efetivo do Conselho de Administração das empresas Bandeirante, Escelsa, Enersul, Enerpeixe e Energest; e membro suplente das empresas Ampla, Coelce e Investco; além de Diretor Financeiro da Enertrade.

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CUSTÓDIO ALEXANDRE ROUXINOL MIGUENS. Nascido em 04 de setembro de 1948. Licenciado em Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico de Lisboa, Portugal. De maio de 1993 até outubro de 2000, foi Presidente do Conselho de Administração e da Comissão Executiva da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, além de desempenhar os cargos de “Council Member” AESIEAP – The Association of The Electricity Supply Industry of East Asia and The Western Pacific (de novembro de 1993 a outubro de 2000), “Council Member” Macau Management Association (de maio de 1993 a maio de 1997) e Vice-Presidente (de maio de 1997 a outubro de 2000). De outubro de 2000 a junho de 2002, foi Presidente da Comissão Executiva da EDP Internacional, SGPS, SA, simultaneamente sendo Administrador Executivo da Edinfor, Presidente do Conselho de Administração da Internel – Serviços de Consultoria Internacional S.A, Presidente do Conselho de Administração da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, S.A, Administrador da EDP, Administrador da EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A., Administrador da DECA II – Distributión Eléctrica Centroamericana Dos, S.A., Administrador da Redal S.A. (Marrocos), membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. No período de julho de 2002 a junho de 2003, foi Administrador Executivo da EDP - Gestão de Produção de Energia, S.A. e da CPPE – Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade e Presidente do Conselho de Administração da EDP - Cogeração – Produção de Electricidade e Calor, S.A., sendo simultaneamente, Presidente do Conselho de Administração (não executivo) da CEM – Companhia de Electricidade de Macau, SA, Administrador da Ecogen e membro da Direção da Câmara de Comércio e Indústria Luso-Chinesa. Até outubro de 2003, desempenhou o cargo de Administrador Executivo da Enernova. Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Geração e Meio-Ambiente da Energias do Brasil. É também membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Investco, Enerpeixe e Energest; além de Diretor-Presidente da Energest, Enerpeixe, EDP Lajeado e Enercouto.

CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO. Nascido em 10 de agosto de 1946. Formado em Engenharia Electrotécnica na Universidade do Porto. Cursou ainda Alta Direção de Empresas (PADE), na AESE – Escola de Direcção e Negócios, concluindo o curso em 2001. Desempenhou diversas funções na Ordem dos Engenheiros de Portugal, além de ter sido Delegado de Portugal na EUREL - Associação Européia das Associações de Engenheiros Electrotécnicos e posteriormente Presidente da EUREL. Exerceu os seguintes cargos públicos em Portugal: Vereador da Câmara Municipal de Coimbra; Deputado à Assembléia Municipal de Coimbra; Vice-Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Governador Civil do Distrito de Coimbra; Secretário de Estado da Construção e Vias Terrestres (Ministério das Obras Públicas Transportes e Comunicações); Presidente da Comissão de Coordenação da Região Centro; Secretário de Estado da Administração Interna; e Deputado à Assembléia Municipal do Cadaval. Dentre as atividades profissionais desenvolvidas nos últimos anos destacam-se Diretor da Direção de Gestão e Sistemas Comerciais da EDP Distribuição – Energia, S.A, Diretor Adjunto da Direção de Gestão e Sistemas Comerciais, Diretor Adjunto da Direção Central Comercial, Assessor do Conselho de Administração para as áreas da Qualidade, da Auditoria e da Comunicação da Electricidade de Lisboa e Vale do Tejo. Finalmente, foi Diretor Comercial da Bandeirante, ocupando o cargo de janeiro de 2002 a dezembro de 2003. Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Comercialização da Energias do Brasil. É também membro suplente do Presidente do Conselho de Administração da Enerpeixe, membro do Conselho de Administração da Bandeirante, Escelsa, Enersul, Ampla e Coelce; além de Diretor Vice-Presidente da Enertrade.

DANTE SEGUNDO PANCINI PÓLA. Nascido em 18 de Janeiro de 1950. Engenheiro Eletricista, licenciado em 1975, pela Universidade Federal do Espírito Santo. Licenciado também em Ciências Econômicas no ano de 1987 pela Universidade Federal do Espírito Santo. Atua na Escelsa desde 1977. Participou do conselho fiscal da Companhia de Desenvolvimento de Vitória. Como atividade voluntária participou da Comissão Justiça e Paz (como membro e presidente) e Fundação de Comunicação (conselho fiscal) da Arquidiocese de Vitória, ES. Atualmente é membro do conselho fiscal da Cáritas Arquidiocesana de Vitória. Na empresa, acumula experiência nas áreas de engenharia e manutenção de linhas e subestações, tendo sido responsável pelos orçamentos da diretoria de Engenharia e participado na implantação R/3 da SAP na Escelsa e Enersul.

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JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Nascido em 23 de janeiro de 1950. Engenheiro eletrotécnico, licenciado em 1976 pelo Instituto Superior Técnico, mestrado em Política Econômica e Planejamento de Energia, pela Universidade Técnica de Lisboa em 1989. Entre 1988 e 1998 atuou como Professor Auxiliar convidado do Instituto Superior Técnico, lecionando Física de Energia e Tecnologia Energética no curso de Engenharia Física Tecnológica. Admitido para a EDP em 1979, desenvolveu sucessivamente atividades como engenheiro no Laboratório Central e na Rede de Transporte da Energias do Brasil, ligado à realização de ensaios e a estudos de fiabilidade, e no departamento de Informação de Gestão e Planejamento da Direção de Equipamento Térmico, tendo nessa qualidade acompanhado os projetos das centrais térmicas a carvão de Sines e Pego (1983 a 1991). Em 1992 assumiu funções de Subdiretor da Direção de Produção Térmica da CPPE, responsável pelo departamento de Gestão da Produção, tendo participado no Grupo de Trabalho que desenhou os Contratos de Aquisição de Energia então instituídos (1992 a 1996). A partir de 1996 assume cargos de Direção e Direção Executiva em diversas empresas do Grupo EDP ou desta participadas, nomeadamente: Diretor de Recursos Humanos da CPPE (1996 a 1997); Diretor Executivo da CPPE – Empresa de Produção que opera o parque de centrais hídricas e térmicas do Grupo EDP, entre maio de1997 e maio de 1998; Diretor da EDA – Electricidade dos Açores, entre 4 de outubro de 2000 e junho de 2003; Vice-Presidente do Conselho de Administração da EDP Distribuição – Energia, S.A. (distribuidora de energia elétrica de Portugal) entre fevereiro de 2000 e junho de 2003, empresa que tem a responsabilidade de distribuição de energia elétrica em Portugal Continental, resultante da fusão das quatro distribuidoras regionais, de que era Administrador desde 11 de maio de 1998; Diretor Executivo da LBC – Tanquipor, empresa de movimentação portuária, combustíveis líquidos e produtos químicos, entre outubro de 1997 e fevereiro de 2005; Diretor Executivo da Labelec – Estudos, Desenvolvimento e Actividades Laboratoriais, S.A., empresa de serviços energéticos do Grupo EDP, vocacionada para o desenvolvimento de projetos de inovação tecnológica no sector elétrico entre junho de 2003 e fevereiro de 2005. Assumiu também funções de representação do Grupo EDP em entidades ou instituições relevantes em Portugal e no estrangeiro, de que se destaca: Membro do Conselho Consultivo da Entidade Reguladora do Sector Eléctrico, entre 1999 e 2002; Representante português na EURELECTRIC – Union of Electricity Industry, para a Área de Negócios das redes de Transporte e Distribuição de energia eléctrica; Vice-Presidente da Associação Portuguesa de Energia, entre maio de 1999 e fevereiro de 2005.

Diretoria

A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 5 Diretores. Nos termos do Estatuto Social, o Conselho de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores, ocupando seus cargos por um mandato de 3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. As reuniões de Diretoria ocorrerão ao menos uma vez por mês ou sempre que convocada pelo Diretor-Presidente ou, excepcionalmente, por dois Diretores em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, sendo que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus membros. As deliberações da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos presentes e dos votos que tenham sido manifestados por meio de carta, fac-símile ou correio eletrônico no caso dos diretores participantes por teleconferência, videoconferência ou outros meios de comunicação.

Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de Administração e Estatuto Social.

Endereço Comercial dos Diretores da Companhia:

Bandeira Paulista, n.º 530, Chácara Itaim, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo e Rua José Alexandre Buaiz, n.º 160, 8º andar, na cidade de Vitória, Estado do Espírito Santo.

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Composição

O mandato dos Diretores teve início no dia 10 de junho de 2005 e se encerrará no dia 30 de abril de 2008. Na data deste Prospecto, os membros da Diretoria da Emissora eram:

Experiência Profissional

ANTONIO EDUARDO DA SILVA OLIVA. Biografia já apresentada na Seção “Administração – Conselho de Administração”, tendo em vista que o referido diretor também faz parte do Conselho de Administração da Companhia.

THOMAS DANIEL BRULL. Nascido em 17 de maio de 1954. Administrador de Empresas, formado em 1976, pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas, Mestrado pela USP - Universidade de São Paulo e MBA pela Indiana University Bloomington, EUA. Carreira desenvolvida nas áreas de Finanças, Controladoria, Planejamento e Administração, iniciou no Citibank em 1978 e foi Diretor do Grupo Sharp (1981 - 1991), Diretor e Conselheiro da Tec Toy S.A. (1990 - 1998) e Vice Presidente da Rádio e Televisão Bandeirantes (1998-2001). Desde 01 de outubro de 2001 responde pelas Diretorias Financeira e de Relações com Investidores e Administrativa da Bandeirante. Recebeu em 2004, do IBEF - Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças de São Paulo, o Troféu “O Equilibrista” que premia o Executivo de Finanças do Ano. Foi Fulbright Scholar entre 1986 e 1988. É co-autor do livro Laboratório de Finanças (Editora Nobel) e Professor de Contabilidade e Finanças do MBA Executivo da Business School São Paulo. Atualmente é também Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor de Administração nas empresas Escelsa e Enersul.

DOREL SOARES RAMOS. Nascido em 02 de maio de 1951. Engenheiro Eletricista, em 1975, Mestrado em 1988, Doutorado em 1995 pela Escola Politécnica da USP - Universidade de São Paulo. Ex-Professor da Escola de Engenharia da Universidade Mackenzie, onde lecionou até 1987, sendo Professor da Escola Politécnica da USP - Universidade de São Paulo, desde 1987, onde leciona no curso de engenharia elétrica, nos níveis de graduação e pós-graduação. Atuou na indústria de energia elétrica como Engenheiro Consultor da THEMAG Engenharia Ltda. e Hidroservice Engenharia de Projetos Ltda. Atuou na CESP - Companhia Energética de São Paulo por 18 anos, onde foi Gerente do Departamento de Planejamento do Sistema Elétrico, responsável pelos estudos de projeção de mercado e expansão da rede de transmissão e parque gerador da companhia. Fez trabalhos de Consultoria em Planejamento de Sistemas Elétricos e em Modelagem Institucional em vários países, tais como México, El Salvador, Venezuela, Colômbia, Chile, Argentina, Costa Rica e Suriname. Foi Consultor do Ministério de Minas e Energia, tendo participado do Projeto RE-SEB (Re-estruturação do Setor Elétrico Brasileiro); Projeto RE-SEB - COM (Complementação do trabalho anterior) e foi um dos formuladores do atual Modelo Institucional do Setor. Tem mais de 180 trabalhos publicados e apresentados em Revistas e Anais de Congressos de nível nacional e internacional, além de dois livros texto publicados na área de Sistemas de Potência. Recebeu o Prêmio de Engenheiro Eminente do ano de 1999, no Brasil, do IEEE - Institute of Electrical and Electronic Engineers. Foi Engenheiro Consultor da Bandeirante de 2000 a 2004, quando assumiu o cargo de Assistente da Presidência, acumulando a Superintendência de Regulação e Estudos Tarifários. Assumiu, em 17 de Outubro de 2006, o cargo de Diretor Comercial da Bandeirante, Escelsa e Enersul.

NomeData da Eleição

Data da Eleição Término Cargo

Antônio Eduardo da Silva Oliva 10/06/2005 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Presidente

Thomas Daniel Brull 10/06/2005 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Administrativo-Financeiro e de Relações com Investidores

Dorel Soares Ramos 17/10/2006 17/10/2006 30/04/2008 Diretor Comercial Sérgio Pereira Pires 10/06/2005 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Executivo Manuel Fernando das Neves Bento 10/06/2005 10/06/2005 30/04/2008 Diretor Técnico

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SERGIO PEREIRA PIRES. Nascido em 13 de março de 1959. Formado em Economia pela Universidade de São Paulo, com BBA em finanças pela Fundação Getúlio Vargas. .Foi anteriormente Diretor Administrativo, Financeiro e de Relações com Investidores da Escelsa e da Enersul, Diretor da Associação Brasileira das Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE, Diretor do Grupo Habitasul e Diretor Corporativo do Banco Multiplic. Atualmente é Diretor Executivo da Escelsa e Diretor da Magistra Participações S/A e CESA, Gerente Delegado da ESC 90 Telecomunicação Ltda e ESC 100 Participações Ltda, Diretor Presidente da Escelsapar, Tv a Cabo Vitória S/A – TVIX, S 263 A Participações S/A.

MANUEL FERNANDO DAS NEVES BENTO. Nascido em 23 de janeiro de 1951. Graduado em Engenharia Eletrotécnica pelo Instituto Superior de Engenharia de Coimbra. Foi membro do Conselho de Administração da Coelce, da Energias do Brasil, membro suplente do Conselho de Administração da CERJ, Diretor Vice-Presidente Técnico da CERJ e Diretor de Distribuição da CENEL, do Grupo EDP. Atualmente é Diretor Técnico da Escelsa e da Enersul.

Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado mediante deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 3membros efetivos e igual número de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os honorários, respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições e os poderes conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal termina na primeira Assembléia Geral Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias.

Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as demonstrações financeiras, reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da elaboração de pareceres acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou bônus de subscrição; (iii) planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e (v) reorganizações societárias apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer de seus membros e de forma colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários.

Na data do presente Prospecto, não havia o Conselho Fiscal instalado.

Remuneração dos Administradores

A remuneração global da Administração é definida anualmente pela Assembléia Geral Ordinária, cabendo ao Conselho de Administração deliberar sobre a respectiva distribuição. Conforme aprovado na Assembléia Geral Ordinária de 2006, no período entre abril de 2006 e março de 2007, foi aprovado o limite máximo de R$ 2.500 mil para remuneração global dos administradores.

Para o período entre abril de 2007 e março de 2008, foi aprovado o limite máximo de R$ 60 mil para remuneração global do Conselho de Administração e de até R$ 2.440 mil como remuneração global da Diretoria.

Relação entre Administradores e a Companhia

Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou com Administradores da Energias do Brasil e atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os Administradores e a Companhia.

Planos de Opção de Compra de Ações

A Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a Administradores.

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INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS PELA COMPANHIA

Os valores mobiliários emitidos pela Escelsa são as senior notes emitidas em 1997 e as debêntures emitidas em 2006.

Senior Notes

Em 28 de julho de 1997, a Escelsa realizou a emissão no exterior de Senior Notes no valor de US$500,0 milhões, com vencimento em 15 de julho de 2007 e juros de 10% ao ano, que devem ser pagos semestralmente em 15 de janeiro e 15 de julho de cada ano. Em 21 de maio de 1998, os referidos títulos foram registrados na Securities and Exchange Commission, nos Estados Unidos da América. A escritura de emissão (indenture) dos títulos apresenta hipóteses usuais de vencimento antecipado.

Em 1998 e 1999, a Escelsa comprou parte das Senior Notes no valor total de US$69,0 milhões, para posterior cancelamento.

Em novembro de 2002, a EDP realizou oferta pública para aquisição das Senior Notes, juntamente com pedido de autorização para realização de alterações na escritura de emissão (indenture) para exclusão de certos covenants restritivos e para modificar alguns eventos de inadimplemento. Por meio da referida oferta pública, a EDP adquiriu Senior Notes com o valor principal total de US$205,8 milhões, passando a deter um total de US$357,4 milhões, representando cerca de 83% da emissão total. Em 31 de março de 2007, o saldo devedor relativo às Senior Notes era de R$ 293,6 milhões (incluindo ajustes de swap relacionado).

Em 29 de janeiro de 2004, a EDP transferiu as Senior Notes por ela detidas para sua controlada indireta EDP ISL.

Em 13 de junho de 2005, a Energias do Brasil e a Escelsa celebraram Compromisso de Assunção de Dívida, por meio do qual a Energias do Brasil, com a expressa anuência da EDP ISL, comprometeu-se a assumir parcela da dívida da Escelsa representada pelas Senior Notes, com valor de US$ 332,3 milhões (R$ 794,1 milhões), na data da efetiva assunção da dívida, i.e., 7 de julho de 2005, com a celebração do Termo de Formalização de Eficácia de Assunção de Dívida. Em contrapartida à assunção da dívida, a Escelsa passou a ser devedora da Energias do Brasil no valor em reais correspondente à parcela da dívida assumida, valor esse que será remunerado à taxa de 10,0% ao ano e corrigido anualmente pelo IGP-M. Esta dívida da Escelsa com a Energias do Brasil decorrente da assunção de dívida fez parte do acervo cindido da Escelsa incorporado pela Energias do Brasil, que acarretou a extinção da dívida em questão (para mais informações, vide Seção “Estrutura Organizacional e Principais Acionistas”). A ANEEL aprovou a referida assunção da dívida da Escelsa pela Energias do Brasil em 22 de junho de 2005, por meio do Despacho nº 754, publicado no Diário Oficial da União em 23 de junho de 2005.

Embora as Senior Notes sejam negociadas em mercado secundário, tais transações são realizadas em mercado de balcão não-organizado, não existindo histórico de cotações e negociações divulgados regularmente por mercados organizados, fato este que impossibilita obtenção de histórico detalhado de tais informações pela Emissora.

Conforme descrito na Seção “Destinação de Recursos”, os recursos obtidos com a presente Oferta serão utilizados para o pagamento integral das Senior Notes.

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Debêntures

Em 1º de junho de 2006, a Escelsa realizou a primeira emissão de debêntures simples, da forma escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, da espécie quirografária, não conversíveis em ações, com ausência de cláusula de opção de repactuação.

Foram lançadas o total de 26.400 debêntures, de valor nominal unitário de R$10.000,00, com subscrição integral no valor total de R$264.000, com prazo de vigência de 5 (cinco) anos, pagamento de juros remuneratórios semestrais e período de carência de 3 (três) anos para amortização do principal, cujo vencimento final dar-se-á em 1º de junho de 2011, sendo a primeira amortização, de 1/3, em 1º de junho de 2009, a segunda, de 1/3, em 1º de junho de 2010 e a terceira, de 1/3, em 1º de junho de 2011. A colocação foi concluída em 5 de julho de 2006.

A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidirão juros remuneratórios correspondentes a 104,4% da acumulação das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DIs, “over extra grupo”, expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e divulgadas diariamente pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - CETIP (Taxas DI) calculadas de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. A remuneração correspondente aos períodos de capitalização será devida e paga semestralmente, sendo o primeiro vencimento em 2 de novembro de 2006 e o último em 1º de junho de 2011.

Os recursos objetivaram o alongamento do perfil do endividamento, redução dos custos financeiros, diversificação das fontes de financiamentos, investimentos para o ano de 2006 e recomposição de caixa para capital de giro.

Segue abaixo quadro com o histórico da cotação das debêntures da 1ª emissão:

Data Mínima (R$) Máxima (R$) Médio (R$) Quantidade

14/06/2007 10.037,090000 10.038,020000 10.037,555000 1.000

11/05/2007 10.560,174353 10.560,174353 10.560,174353 638

13/03/2007 10.350,580000 10.350,580000 10.350,580000 80

27/02/2007 10.298,992115 10.298,992115 10.298,992115 200

03/10/2006 10.500,630852 10.500,630852 10.500,630852 310

02/10/2006 10.494,871091 10.494,871091 10.494,871091 66

25/09/2006 10.466,178217 10.466,178217 10.466,178217 72

11/08/2006 10.293,218877 10.293,218877 10.293,218877 698

25/07/2006 10.217,919440 10.217,919440 10.217,919440 66

06/07/2006 10.141,228520 10.141,231500 10.141,229384 1.034

180

CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS

Contingências Judiciais

Em 31 de março de 2007, a Escelsa era parte em 2.769 processos judiciais e administrativos oriundos do curso normal de seus negócios. O provisionamento total para contingências judiciais em 31 de março de 2007 era de R$ 61,1 milhões, sendo R$ 23,3 milhões para as ações trabalhistas; R$ 10,9 milhões para ações cíveis; R$ 26,8 milhões para ações fiscais, sendo que a Companhia efetuou o depósito judicial total no montante de R$ 103,8 milhões.

O quadro a seguir resume as contingências judiciais e administrativas da Companhia, bem como o valor provisionado nos termos da política de provisionamento da Companhia:

N.º DE AÇÕES

VALOR EM DISPUTA**

VALORPROVISIONADO***

DEPÓSITO JUDICIAL

(em R$ mil)

TRABALHISTA 937 39.743 23.295 20.908

CÍVEL 1633 50.134 10.903 389

TRIBUTÁRIO* 94 70.390 26.865 82.557

OUTROS 105 28.946 - -

TOTAL 2.769 189.213 61.063 103.854

(*) Inclui os processos de natureza previdenciária; (**) Valor considerado pela Emissora como valor em disputa; e (***) A Companhia não provisiona os processos administrativos.

O cálculo dos valores a serem provisionados é feito com base nos valores efetivamente envolvidos e no parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos judiciais que a Companhia entende ser de perda provável.

Quando o risco de perda é provável é feito provisionamento de 100% do valor devido nessas ações, conforme avaliação da própria Emissora e de seus assessores legais, obedecidos os critérios estabelecidos no manual de contabilidade da ANEEL. Em casos específicos, a Companhia também provisiona valores para casos em que entende ser possível a perda.

Processos de Natureza Trabalhista

A Companhia figura como parte em 937 ações judiciais que versam sobre matéria trabalhista.

De uma maneira geral, os principais pedidos das ações trabalhistas versam sobre pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade, reintegração e responsabilidade solidária.

Em 31 de março de 2007, o valor total dos processos trabalhistas em discussão era de, aproximadamente, R$ 39,7 milhões.

Em 31 de março de 2007, a Escelsa registrava provisão de R$ 23,3 milhões para fazer frente às perdas avaliadas como prováveis (percentual de êxito inferior a 60%) nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários devidos pelo empregado e empresa. Na mesma data, o valor depositado judicialmente, era de R$ 20,9 milhões.

181

A seguir encontram-se as principais ações judiciais trabalhistas, em nome da Companhia:

Adicional de periculosidade (Processo nº 1.607/1993): O Sindicato dos Engenheiros no Estado do Espírito Santo – SENGE/ES propôs ação trabalhista contra a Companhia, pleiteando o pagamento de adicional de periculosidade em relação a todo o período de trabalho e não apenas em relação ao tempo de exposição, como era a prática adotada pela empresa até 1995. O valor total envolvido neste processo é de R$ 6,7 milhões, em 31 de março de 2007. A Companhia entende que o risco de perda é provável.

Adicional de periculosidade (Processo nº 169/1993): O Sindicato dos Empregados Trabalhadores da Indústria de Energia do Estado do Espírito Santo – SINDEES propôs ação trabalhista contra a Companhia, pleiteando o pagamento de adicional de periculosidade em relação a todo o período de trabalho e não apenas em relação ao tempo de exposição, como era a prática adotada pela empresa até 1995. O valor total envolvido neste processo é de R$ 726 mil, em 31 de março de 2007. A condenação provisória está garantida através de fiança bancária. A Companhia entende que o risco de perda é provável.

Horas Extras: O SINERGIA propôs várias ações trabalhistas contra a Companhia, pleiteando o pagamento de horas extras, quais sejam, aquelas consignadas nos cartões de ponto dos empregados, sob o código 501 (horas extras não autorizadas), afirmando para tanto que se tratam de horas efetivamente trabalhadas e não pagas pela concessionária. Cabe destacar que nessas ações o Sindicato está substituindo mais de 1000 empregados da Escelsa. O valor aproximado envolvido nestes processos é de R$ 9 milhões, em 31 de março de 2007. A Companhia entende que o risco de perda é provável.

Processos de Natureza Cível e Arbitral

A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em 31 de março de 2007, representavam contingência total de aproximadamente R$ 50,1 milhões, sendo que R$ 10,9 milhões encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível envolvem indenizações decorrentes de danos morais e materiais, além de questionamento dos valores pagos por consumidores, provenientes da majoração de tarifas de energia elétrica, com base nas portarias do DNAEE n.ºs 38 e 45 de 27 de janeiro e 4 de março de 1986, respectivamente, durante a vigência do Plano Cruzado.

Abaixo, encontra-se descrição da principal ação relevante sobre a matéria, proposta contra a Companhia:

Ação Declaratória n° 97.0005229-0, em trâmite perante a 6ª Vara Federal de Vitória, Espírito Santo, proposta pela Companhia Vale do Rio Doce, consumidor industrial da Escelsa, pleiteando a restituição de valores pagos a título de majoração tarifária durante o congelamento de preços determinado pelo Plano Cruzado. O passivo total estimado para tal ação, em 31 de março de 2007 era de R$ 6,4 milhões. A Companhia entende que a probabilidade de êxito nesta ação judicial é remota, provisionando integralmente os valores referentes à esta ação.

Processos de Natureza Fiscal e Previdenciário

A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais e procedimentos administrativos que versam sobre matéria fiscal, os quais, em 31 de março de 2007, representavam uma contingência total de, aproximadamente, R$ 70,4 milhões, sendo que R$ 26,8 milhões encontravam-se provisionados, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos judiciais que a Companhia entende ser de perda provável. Individualmente, a principal contingência fiscal envolve os tributos PIS/COFINS, conforme descrito abaixo:

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IRPJ e CSLL: Correção Monetária de Balanço: A Secretaria da Receita Federal lavrou dois autos de infração para exigir da Escelsa o recolhimento de IRPJ e CSLL nos valores de R$ 5,6 milhões e R$ 8,3 milhões, respectivamente, em função da glosa da dedução integral realizada em 1995 e janeiro a abril de 1996 da parcela referente à diferença de correção do IPC/BTNF nas demonstrações financeiras de 1990. No caso do IRPJ, após decisão administrativa desfavorável, a Escelsa impetrou mandado de segurança em face do Delegado da Receita Federal em Vitória, Espírito Santo, visando reverter a decisão administrativa, e depositou R$ 15,5 milhões em juízo. Muito embora houvesse sentença favorável em 1ª instância, a decisão de 2ª instância proferida em sede de recurso interposto pela União Federal foi parcialmente desfavorável, tendo a Escelsa oposto embargos de declaração em face de tal decisão. A Companhia atualmente aguarda a decisão relativa aos embargos de declaração opostos. Em 31 de março de 2007, o passivo estimado para esta ação era de R$16,2 milhões, o qual não se encontra provisionado. Com relação à CSLL, após decisão administrativa desfavorável, a Escelsa também impetrou mandado de segurança para afastar a exigibilidade da diferença de recolhimento a menor do tributo em referência e depositou o valor autuado em juízo. Após decisão de 1ª instância desfavorável, atualmente o processo aguarda decisão em segunda instância. Em 31 de março de 2007, o passivo estimado para esta ação era de R$8,3 milhões, o qual se encontra integralmente provisionado. A Companhia entende ser provável a possibilidade de perda no procedimento administrativo em questão.

CSLL: Compensação de valores recolhidos a maior. A Companhia ajuizou ação ordinária, visando compensar valores pagos indevidamente à título de CSLL, referente ao ano-base de 1988 (exercício social de 1989), com base no art. 66 da Lei nº 8383, de 31 de dezembro de 1991. Em 16 de maio de 2003, foi proferida sentença autorizando a compensação, mas afastando a aplicação de índices de correção monetária dos valores a serem compensados, sentença esta publicada no Diário Oficial 09 de julho de 2003. Em 24 de julho de 2003, a Companhia apresentou recurso de apelação, com o fim de reformar a sentença no que concerne à questão da aplicação dos índices de correção monetária. Existe decisão do TRF 2ª Região inteiramente favorável à Escelsa, com trânsito em julgado, confirmando a validade da compensação efetuada pela Companhia, de forma que, a partir de abril de 2007, será dado baixa na provisão correspondente a este processo, que em 31 de março de 2007 era de R$ 6,3 milhões.

COFINS E IRRF. Está em andamento processo administrativo da Emissora perante a Secretaria da Receita Federal (SRF), referente a pedido de compensação de débitos de COFINS com créditos de IRRF da Companhia, datado de 11 de outubro 2001. Em 31 de agosto de 2006, a Companhia tomou ciência de pronunciamento da SRF, no qual esta manifestou seu entendimento acerca da insuficiência dos créditos existentes para a compensação dos débitos indicados pela Companhia, que na referida data perfaziam R$ 116,16 milhões. Face a tal pronunciamento a Companhia interpôs recurso perante o Conselho de Contribuintes, do qual encontra-se aguardando decisão. De acordo com análise dos consultores jurídicos da Companhia nesse processo, as chances de perda no referido recurso são remotas, motivo pelo qual a Companhia não provisionou o valor desse processo. Destaca-se que o valor em questão não encontra-se descrito no quadro de resumo de contingências acima.

Adicionalmente aos processos acima descritos, a Companhia figura como parte em 42 processos judiciais e administrativos previdenciários, os quais, em 31 de março de 2007, representavam uma contingência total de, aproximadamente, R$ 48 milhões, sendo que R$ 15,7 milhões encontram-se provisionados. A provisão dos processos judiciais previdenciários estão incluídas nas provisões tributárias.

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A seguir encontram-se os principais processos judiciais e administrativos, em nome da Companhia:

PLR: Processo 35.776.188-0: A Companhia sofreu autuação do INSS referente à cobrança da contribuições previdenciárias incidentes sobre os valores referentes a Participação nos Resultados (“PR”), no período de agosto de 1997 a abril de 2005. O valor envolvido nesse processo administrativo corresponde a R$ 16,9 milhões em 31 de março de 2007. A Companhia entende como possível o risco de perda envolvido nesse processo.

ISS e IPTU: A Companhia é parte em diversos processos administrativos e judiciais movidos por prefeituras, as quais têm por objeto a cobrança de valores supostamente devidos a título de (i) IPTU e (ii) serviços prestados pela Companhia. O valor envolvido nesses processos, em 31 de março de 2007, era de R$ 4,6 milhões. A Companhia entende que as chances de perda nesses processos variam entre possível e remota.

INSS: Em 15 de dezembro de 2005 o INSS lavrou diversas autuações previdenciárias para cobrar da Companhia contribuições previdenciárias decorrentes da caracterização de trabalhadores como segurados empregados; das divergências entre os valores declarados em Guia de Recolhimento do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço e Informações à Previdência Social – GFIP e o recolhimento em Guia da Previdência Social – GPS; e da não declaração em GFIP das verbas consideradas salariais. O valor total envolvido nesses processos corresponde a R$ 5,1 milhões, em 31 de março de 2007. Os números dos processos são 35.776.185-5, 35.776.186-3, 35.776.187-1, 35.776.189-8, 35.776.190-1, 35.776.191-0, 35.776.193-6, 35.776.184-7. A Companhia entende como possível o risco de perda nesses processos no âmbito administrativo.

INSS: Processo n° 2003.50.01.014229-8, ação movida pela Companhia que visa anular o débito previdenciário decorrente da Notificação Fiscal de Lançamento de Débito – NFLD n° 35.491.524-0, que foi lavrada em razão do reconhecimento de vínculo empregatício existente entre sócios de empresas prestadoras de serviço e a Escelsa. Tal reconhecimento de vínculo empregatício implicou na desconsideração da personalidade jurídica das empresas prestadoras de serviço, o que acarretou na incidência de contribuições sociais de seguridade. O valor envolvido nessa ação é R$ 4,2 milhões, em 31 de março de 2007. Este valor está depositado em juízo. A Companhia entende como possível o risco de perda nesse processo.

INSS: Ação Ordinária Declaratória de Nulidade de Autuação Fiscal n° 2002.50.01.008556-0, proposta pela Escelsa em face do INSS visando a anulação do lançamento do débito previdenciário decorrente da NFLD n° 32.354.380-4, relativa ao não recolhimento das contribuições previdenciárias no período de janeiro de 1996 a dezembro de 1998, com base na responsabilidade solidária da Escelsa e das empresas terceirizadas prestadoras de serviço no recolhimento de tais contribuições. O valor do débito previdenciário envolvido nessa ação é R$ 3,4 milhões, em 31 de março de 2007, o qual se encontrava provisionado. A Companhia entende como provável o risco de perda nesse processo.

Compensação SAT. A ação visa assegurar o direito da Autora de não recolher a contribuição ao Seguro Acidente de Trabalho, bem como compensar os valores que foram pagos a título de contribuição ao SAT, com parcelas vincendas da contribuição previdenciária devidas sobre a folha de salários, devidamente atualizada. Foram proferidas decisões em 1ª e 2ª instâncias julgando improcedente o pedido. Atualmente, aguarda-se julgamento dos Embargos de Declaração opostos. Foi realizado depósito judicial no valor de aproximadamente R$ 7,0 milhões. O valor está provisionado.

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Processos de Natureza Societária

A Iven é ré em duas Ações Populares propostas durante o processo de privatização da Escelsa que questionam a legalidade desse processo, e que se encontram ainda em fase de produção de provas. Muito embora não seja parte na referida ação judicial, a Companhia avalia serem prováveis as perspectivas de êxito nas ações em questão, razão pela qual não foi constituída provisão. No que se refere a ações judiciais relativas a acionistas minoritários, em 31 de março de 2007, a Iven figurava como parte em 2 ações contra ela propostas pela GTD Participações que têm por objeto discussão acerca da prorrogação de prazo de acordo de acionistas celebrado por ocasião da aquisição do controle da Escelsa. Tais ações se julgadas procedentes terão impacto relevante nos negócios da Companhia, tendo em vista seu objeto estar diretamente relacionado à estrutura organizacional da Escelsa e do Grupo EDP.

Processos de Natureza Ambiental

Em 31 de março de 2007, a Companhia figurava como parte em processos administrativos que versavam sobre matéria ambiental, os quais tinham por objeto contingência total de, aproximadamente, R$ 434 mil, os quais não encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza ambiental têm por objeto eventos interpretados pelas autoridades ambientais e/ou pelo Ministério Público como descumprimento à legislação ambiental.

Abaixo, encontra-se uma descrição dos principais processos sobre matéria ambiental proposto contra a Companhia:

2 processos judiciais criminais contra a Companhia ajuizados pelo Ministério Público do Estado do Espírito Santo, em decorrência de supressão de vegetação protegida sem a devida autorização ambiental. Ambas as ações já superaram a fase de audiência de conciliação, sem que tenha havido transação penal. Se condenada nestes processos, a Escelsa poderá sofrer sanções criminais. Em 31 de março de 2007, não há passivo estimado para esses processos e, consequentemente, não há valores provisionados. A Companhia entende serem remotas as perspectivas de perda das referidas ações.

2 autos de infração lavrados pelo Instituto Estadual de Meio Ambiente e Recursos Hídricos do Estado do Espírito Santo (IEMA) e 1 auto de infração lavrado pelo Instituto de Defesa Agropecuária e Florestal do Estado do Espírito Santo (IADF) contra a Escelsa em decorrência de supressão de vegetação sem a devida autorização ambiental, bem como por disposição inadequada de entulhos de construção diretamente sobre o solo, provocando degradação ambiental. Há ainda 1 auto de infração lavrado pelo IBAMA contra a Companhia por provocar incêndio em 20 hectares de vegetação, incluindo área de mata nativa. Em 31 de março de 2007, o passivo estimado para tais autos de infração era de R$434 mil, os quais não se encontram provisionados. A Companhia entende serem remotas as perspectivas de perda nas defesas apresentadas em face dos autos de infração em questão.

Processo de Natureza Regulatória

Em 31 de março de 2007, a Companhia figurava como parte em diversos processos administrativos que versavam sobre matéria regulatória. Abaixo, encontra-se uma descrição do objeto do principal auto de infração sobre matéria regulatória proposto contra a Companhia:

1 auto de infração lavrado pela ANEEL contra a Escelsa em decorrência da não celebração do contrato de uso do sistema de transmissão (CUST) até 31 de agosto de 1999. Em 31 de março de 2007, o passivo estimado para os referidos autos de infração era de R$ 101 mil, o qual não se encontra provisionado. A Companhia entende serem remotas as perspectivas de perda do auto de infração em questão.

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OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A tomada de decisão da Escelsa para a realização, no curso normal de seus negócios, de operações com partes relacionadas é baseada em preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado.

Nos períodos indicados abaixo, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da seguinte forma:

R$ Mil

Parte Relacionada 2004 2005 2006 1º trimestre

de 2006 1º trimestre

de 2007 Energias do Brasil 3.557 1.055 4.370 Enersul 191 220 562 958 CESA 269 1.848 2.203 4.452 2.382 Escelsapar 519 2 Enertrade 13.194 3.522 5.973 6.848 8.710 Energest 1.313 178 935 174 Enerpeixe 6.668 3.542 4.555 Bandeirante 4.403 697 1.011

Total 14.173 11.306 19.838 16.832 22.162

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica

Parte dos saldos apontados com Enertrade, Enerpeixe, CESA e Energest no quadro acima se referem a contratos de compra e venda de energia elétrica.

Enertrade - Em 23 de dezembro de 2002, a Escelsa assinou com a Enertrade, contrato de compra e venda de energia elétrica, com inicio de suprimento em 1º de janeiro de 2003 e com término estimado para 31 de dezembro de 2012, contemplando 11,45 MW médios em 2003 e 52 MW médios a partir de 2004, ao preço de R$ 85,67/MWh. Tal contrato foi aditado em 19 de fevereiro de 2003, para alterar o preço de contratação que passou a ser R$ 83,73/MWh.

Enerpeixe - Em 23 de dezembro de 2002, a Companhia celebrou contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enerpeixe, com início de suprimento em 1º de fevereiro de 2006 e previsão de término em 31 de janeiro de 2016. O montante anual contratado foi de 47,2 MW-médios para o ano de 2006 e 53,9 MW-médios para os demais anos, ao preço de 107,18/MWh, data-base de outubro de 2003, reajustável anualmente, conforme o aditamento celebrado em 17 de outubro de 2003. O contrato e o aditamento foram homologados pela ANEEL em 06 de novembro de 2003, por meio do Ofício nº 1848/2003-SFF/ANEEL.

Cesa - A Companhia possui contrato de compra e venda de energia elétrica, referente à PCH Viçosa, com vigência a partir de 1º de agosto de 2001 até 17 de julho de 2025, contemplando 2,57 MW médios , a partir de 19 de setembro de 2001, ao preço de R$ 93,07/MWh, aditado em 7 de agosto de 2003, para efetivar a quantidade de 2,80 MW-médios, ao preço de R$ 116,12/MWh, a partir de 25 de fevereiro de 2003, já reconhecidos na tarifa aprovada pela ANEEL. Também foi celebrado contrato de compra e venda de energia elétrica, referente à PCH São João, inicialmente com vigência a partir de 1º de novembro de 2002 até 31 de maio de 2029, contemplando 14,68 MW médios , ao preço de R$ 96,74 / MWh. Em 13 de novembro de 2003, tal contrato foi aditado para alterar o período de vigência que passou a se encerrar em 17 de julho de 2025 e para proceder o reajuste do preço contratado para R$ 107,49/MWh, já reconhecido na tarifa aprovada pela ANEEL. Os valores referenciados aos preços de MWh estão expressos em unidades de reais sem ICMS.

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Energest - Refere-se a suprimento de energia, adiantamentos da 4ª máquina da UHE Mascarenhas, desembolso decorrente de dívida, folha de pagamento, compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e reembolso de gastos diversos.

Para informações adicionais sobre os Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, ver Seção “Atividades da Emissora – Contratos Relevantes – Contratos Operacionais – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica”.

Outros

Em 07 de julho de 2005, a Companhia transferiu R$ 794.127 de sua dívida decorrente das SeniorNotes para a Energias do Brasil. O saldo com a Energias do Brasil refere-se a saldo a receber por recolhimento de Imposto de renda e Contribuição social, decorrentes da antecipação da liquidação das Senior Notes (ver Seção “Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia” deste Prospecto).

O valor restante dos saldos indicados na tabela acima refere-se ao compartilhamento de despesas de pessoal, material e serviços efetuados desde o início de 2006 com a Energias do Brasil e a partir deste exercício social com a Escelsa, Enersul, Energest, Enertrade, Bandeirante, Escelsapar e Enerpeixe.

A ANEEL aprovou operações de mútuo no limite de R$ 100 milhões entre a Energias do Brasil, Bandeirante, Enersul e Escelsa, por meio do despacho nº 1.454, de 11 de maio de 2007, que poderão ser utilizados caso haja sobra no caixa de uma de suas subsidiárias e déficit no caixa de outra. Pretende-se dessa forma minimizar a sua exposição à volatilidade inerentes do mercado financeiro e, simultaneamente, otimizar a rentabilidade das aplicações e do custo das captações. Até a data desde Prospecto, nenhum mútuo havia sido celebrado entre as subsidiárias da Energias do Brasil.

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5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado

em 31 de março de 2007, com respectivo Relatório da Revisão Especial e Comentário da Companhia no Trimestre

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

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189

• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerradoem 31 de março de 2007, com respectivo Relatório da Revisão Especial

e Comentário da Companhia no Trimestre

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

190

191

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Legislação Societária

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/03/2007

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01534-2 ESPIRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 28.152.650/0001-71 32300002480

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º andar Enseada do Sua 29050-955 Vitória ES

6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex27 3321-9000 – – –

11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail27 3222-8650 – – ri@enbr.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoThomas Daniel Brull Rua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º andar Enseada do Sua

4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone29050-955 Vitória ES 27 3321-9000 – –

11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail – 27 3222-8650 – – tbrull@bandeirante.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2007 31/12/2007 1 01/01/2007 31/03/2007 4 01/10/2006 31/12/2006

9 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoKPMG Auditores Independentes 00418-9 José Luiz Ribeiro de Carvalho 007.769.948-32

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 31/03/2007 2 - Trimestre Anterior 31/12/2006 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 31/03/2006Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 5.876 5.876 5.876

2 - Preferenciais 0 0 0

3 - Total 5.876 5.876 5.876

Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 0

5 - Preferenciais 0 0 0

6 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1120 - Energia Elétrica

5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação

01.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO

1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Unidades) Emissão (Reais)

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura23/04/2007

192

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2007 31/12/20061 Ativo Total 2.167.923 2.117.9051.01 Ativo Circulante 867.397 787.4931.01.01 Disponibilidades 214.701 161.8101.01.02 Créditos 396.716 384.1651.01.02.01 Clientes 291.842 277.4341.01.02.01.01 Consumidores e concessionárias 291.842 277.4341.01.02.02 Créditos Diversos 104.874 106.7311.01.02.02.01 Impostos e contribuições sociais 40.730 47.7001.01.02.02.02 I. renda e contrib.sociais diferidos 64.144 59.0311.01.03 Estoques 3.143 2.9571.01.04 Outros 252.837 238.5611.01.04.01 Cauções e depósitos vinculados 1.355 1.1721.01.04.02 Despesas pagas antecipadamente 13.589 16.4801.01.04.03 Conta de comp de custos da parcela “A” 195.349 185.2041.01.04.04 Outros créditos 42.544 35.7051.02 Ativo Não Circulante 1.300.526 1.330.4121.02.01 Ativo Realizável a Longo Prazo 435.195 468.5471.02.01.01 Créditos Diversos 232.961 241.6471.02.01.01.01 Impostos e contribuições sociais 11.743 11.0801.02.01.01.02 I.renda e contrib. sociais diferidos 221.218 230.5671.02.01.02 Créditos com Pessoas Ligadas 5.642 4.1261.02.01.02.01 Com Coligadas e Equiparadas 5.642 4.1261.02.01.02.02 Com Controladas 0 01.02.01.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 01.02.01.03 Outros 196.592 222.7741.02.01.03.01 Consumidores e concessionárias 2.689 4.4211.02.01.03.02 Cauções e depósitos vinculados 110.717 109.3871.02.01.03.03 Despesas pagas antecipadamente 7.407 7.4501.02.01.03.04 Conta de comp. de custos de parcela “A” 69.426 94.5161.02.01.03.05 Outros créditos 6.353 7.0001.02.02 Ativo Permanente 865.331 861.8651.02.02.01 Investimentos 4.982 4.9821.02.02.01.01 Participações Coligadas/Equiparadas 0 01.02.02.01.02 Participações Coligadas/Equiparadas-Ágio 0 01.02.02.01.03 Participações em Controladas 0 01.02.02.01.04 Participações em Controladas - Ágio 0 01.02.02.01.05 Outros Investimentos 4.982 4.9821.02.02.02 Imobilizado 797.847 796.6861.02.02.02.01 Tangível 797.847 796.6861.02.02.03 Intangível 62.502 60.1971.02.02.04 Diferido 0 0

193

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/03/2007 31/12/20062 Passivo Total 2.167.923 2.117.9052.01 Passivo Circulante 872.280 895.7762.01.01 Empréstimos e Financiamentos 364.967 380.2822.01.02 Debêntures 11.011 2.5772.01.03 Fornecedores 130.987 151.2432.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 138.894 132.0512.01.04.01 Impostos e contribuições sociais 81.123 77.5532.01.04.02 I. renda e contrib. sociais diferidos 57.771 54.4982.01.05 Dividendos a Pagar 38.647 38.6472.01.06 Provisões 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 187.774 190.9762.01.08.01 Encargos de dívidas 6.014 11.2502.01.08.02 Benefícios pós-emprego 3.447 5.3992.01.08.03 Conta de comp. de custos da parcela “A” 93.871 81.2882.01.08.04 Obrigações estimadas com pessoal 22.049 20.6742.01.08.05 Encargos regulamentares e setoriais 44.843 52.8692.01.08.06 Outras contas a pagar 17.550 19.4962.02 Passivo Não Circulante 481.886 448.8962.02.01 Passivo Exigível a Longo Prazo 481.886 448.8962.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 87.680 49.4062.02.01.02 Debêntures 264.000 264.0002.02.01.03 Provisões 61.063 69.9402.02.01.03.01 Provisões para contingências 61.063 69.9402.02.01.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 6.361 4.8162.02.01.05 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 02.02.01.06 Outros 62.782 60.7342.02.01.06.01 Benefícios pós-emprego 38.881 37.0212.02.01.06.02 Conta de comp de custos da parcela “A” 23.824 23.6352.02.01.06.03 Outras contas a pagar 77 782.02.02 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Patrimônio Líquido 813.757 773.2332.04.01 Capital Social Realizado 376.022 376.0222.04.02 Reservas de Capital 101.035 101.0352.04.03 Reservas de Reavaliação 0 02.04.03.01 Ativos Próprios 0 02.04.03.02 Controladas/Coligadas e Equiparadas 0 02.04.04 Reservas de Lucro 296.176 296.1762.04.04.01 Legal 30.436 30.4362.04.04.02 Estatutária 0 02.04.04.03 Para Contingências 0 02.04.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.04.04.05 Retenção de Lucros 265.740 265.7402.04.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.04.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.04.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 40.524 02.04.06 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0

194

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)01/01/2007 01/01/2007 01/01/2006 01/01/2006

Código Descrição a 31/03/2007 a 31/03/2007 a 31/03/2006 a 31/03/20063.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 542.532 542.532 469.484 469.4843.01.01 Fornecimento de energia elétrica 446.821 446.821 378.966 378.9663.01.02 Suprimento de energia elétrica 11.307 11.307 6.971 6.9713.01.03 Disponibilização sistema de distribuição 80.817 80.817 78.882 78.8823.01.04 Outras receitas 3.587 3.587 4.665 4.6653.02 Deduções da Receita Bruta (214.349) (214.349) (192.272) (192.272)3.02.01 Quota reserva de reversão - RGR (3.309) (3.309) (3.320) (3.320)3.02.02 Subvenção - CCC e CDE (44.976) (44.976) (40.543) (40.543)3.02.03 Pesq.e desenv. e Eficiência energética (3.323) (3.323) (1.617) (1.617)3.02.04 Encargo de capacidade emergencial 0 0 (476) (476)3.02.05 Impostos e contribuições sobre a receita (162.741) (162.741) (146.316) (146.316)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 328.183 328.183 277.212 277.2123.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (225.754) (225.754) (199.604) (199.604)3.04.01 Custo com energia elétrica (177.860) (177.860) (155.867) (155.867)3.04.02 Custo de operação e/ou serviço prestado (47.894) (47.894) (43.737) (43.737)3.05 Resultado Bruto 102.429 102.429 77.608 77.6083.06 Despesas/Receitas Operacionais (39.905) (39.905) (34.587) (34.587)3.06.01 Com Vendas (6.465) (6.465) (3.896) (3.896)3.06.02 Gerais e Administrativas (16.725) (16.725) (17.567) (17.567)3.06.03 Financeiras (11.681) (11.681) (11.585) (11.585)3.06.03.01 Receitas Financeiras 17.700 17.700 13.566 13.5663.06.03.02 Despesas Financeiras (29.381) (29.381) (25.151) (25.151)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (5.034) (5.034) (1.539) (1.539)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 62.524 62.524 43.021 43.0213.08 Resultado Não Operacional 363 363 472 4723.08.01 Receitas 423 423 472 4723.08.02 Despesas (60) (60) 0 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 62.887 62.887 43.493 43.4933.10 Provisão para IR e Contribuição Social (14.729) (14.729) (10.924) (10.924)3.11 IR Diferido (7.634) (7.634) (4.164) (4.164)3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 03.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 40.524 40.524 28.405 28.40555

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.876 5.876 5.876 5.876LUCRO POR AÇÃO (Reais) 6,89653 6,89653 4,83407 4,83407PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)

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10.01 - CARACTERÍSTICAS DA EMISSÃO PÚBLICA OU PARTICULAR DE DEBÊNTURES1 - ITEM 012 - Nº ORDEM 1ª3 - Nº REGISTRO NA CVM CVM/SRE/DEB/2006/0184 - DATA DO REGISTRO NA CVM 03/07/20065 - SÉRIE EMITIDA UN6 - TIPO DE EMISSÃO SIMPLES7 - NATUREZA EMISSÃO PÚBLICA8 - DATA DE EMISSÃO 01/06/20069 - DATA DE VENCIMENTO 01/06/201110 - ESPÉCIE DA DEBÊNTURE SEM PREFERÊNCIA11 - CONDIÇÃO DE REMUNERAÇÃO VIGENTE 10,4 DO CDI12 - PRÊMIO/DESÁGIO13 - VALOR NOMINAL 10.417,0814 - MONTANTE EMITIDO 275.01115 - Q. TÍTULOS EMITIDOS 26.40016 - TÍTULO CIRCULAÇÃO 26.40017 - TÍTULO TESOURARIA 018 - TÍTULO RESGATADO 019 - TÍTULO CONVERTIDO 020 - TÍTULO A COLOCAR 021 - DATA DA ÚLTIMA REPACTUAÇÃO22 - DATA DO PRÓXIMO EVENTO 01/06/2007

223

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

224

225

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2006, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

226

227

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2006 Legislação Societária

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01534-2 ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 28.152.650/0001-71 -

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º Andar Enseada do Suá 29050-955 Vitória ES6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex27 321-9000 - - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail27 3222-8650 - - ria@enbr.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoThomas Daniel Brull Rua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º Andar Enseada do Suá4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone29050-955 Vitória ES 27 3321-9000 - -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 27 3222-8650 - - tbrull@bandeirante.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2006 31/12/20062 - Penúltimo 01/01/2005 31/12/20053 - Antepenúltimo 01/01/2004 31/12/20044 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoKPMG AUDITORES INDEPENDENTES 00418-9 José Luiz Ribeiro de Carvalho 007.769.948-32

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2006 2 - 31/12/2005 3 - 31/12/2004Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 5.876 5.876 4.5512 - Preferenciais 0 0 03 - Total 5.876 5.876 4.551Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1120 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoPrestação de Serviço Público de Energia Elétrica Não Apresentado

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Espécie e Classe de Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 RCA 21/12/2006 Juros Sobre Capital Próprio - ON 7,7273497730

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura28/02/2007

228

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20041 Ativo Total 2.012.982 1.804.799 2.795.2301.01 Ativo Circulante 706.205 516.907 523.0161.01.01 Disponibilidades 161.810 36.254 20.7431.01.02 Créditos 384.165 316.331 251.7551.01.02.01 Clientes 277.434 273.702 216.0011.01.02.01.01 Consumidores e concessionárias 277.434 273.702 216.0011.01.02.02 Créditos Diversos 106.731 42.629 35.7541.01.02.02.01 Impostos e contribuições sociais 47.700 22.982 23.8651.01.02.02.02 I. renda e contrib. sociais diferidos 59.031 19.647 11.8891.01.03 Estoques 2.957 1.682 6.6821.01.04 Outros 157.273 162.640 243.8361.01.04.01 Títulos e valores mobiliários 0 106.644 171.6151.01.04.02 Cauções e depósitos vinculados 1.172 280 01.01.04.03 Despesas pagas antecipadamente 120.396 30.026 41.0151.01.04.04 Outros créditos 35.705 25.690 31.2061.02 Ativo Não Circulante 1.306.777 1.287.892 2.272.2141.02.01 Ativo Realizável a Longo Prazo 444.912 521.696 610.7711.02.01.01 Créditos Diversos 241.647 287.818 276.3331.02.01.01.01 Impostos e contribuições sociais 11.080 16.756 9.2061.02.01.01.02 I. renda e contrib. sociais diferidos 230.567 271.062 267.1271.02.01.02 Créditos com Pessoas Ligadas 4.126 4.676 3.5041.02.01.02.01 Com Coligadas e Equiparadas 4.126 4.676 3.5041.02.01.02.02 Com Controladas 0 0 01.02.01.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.01.03 Outros 199.139 229.202 330.9341.02.01.03.01 Consumidores e concessionárias 4.421 28.802 85.9831.02.01.03.02 Cauções e depósitos vinculados 109.387 79.981 119.3361.02.01.03.03 Despesas pagas antecipadamente 78.331 109.134 115.2581.02.01.03.04 Outros créditos 7.000 11.285 10.3571.02.02 Ativo Permanente 861.865 766.196 1.661.4431.02.02.01 Investimentos 4.982 4.982 881.4501.02.02.01.01 Participações Coligadas/Equiparadas 0 0 01.02.02.01.02 Participações Coligadas/Equiparadas-Ágio 0 0 01.02.02.01.03 Participações em Controladas 0 0 874.8031.02.02.01.04 Participações em Controladas - Ágio 0 0 01.02.02.01.05 Outros Investimentos 4.982 4.982 6.6471.02.02.02 Imobilizado 796.686 709.176 738.7111.02.02.02.01 Tangível 796.686 709.176 738.7111.02.02.03 Intangível 60.197 52.038 41.2821.02.02.04 Diferido 0 0 0

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02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2006 31/12/2005 31/12/20042 Passivo Total 2.012.982 1.804.799 2.795.2302.01 Passivo Circulante 814.488 672.893 564.1302.01.01 Empréstimos e Financiamentos 380.282 217.110 216.9442.01.02 Debêntures 2.577 0 02.01.03 Fornecedores 151.243 130.269 112.6202.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 132.051 102.402 42.0102.01.04.01 Impostos e contribuições sociais 77.553 98.971 42.0102.01.04.02 I. renda e contrib. sociais diferidos 54.498 3.431 02.01.05 Dividendos a Pagar 38.647 131.769 37.1682.01.06 Provisões 0 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 109.688 91.343 155.3882.01.08.01 Encargos de dívidas 11.250 16.708 53.7532.01.08.02 Benefícios pós-emprego 5.399 3.447 3.9792.01.08.03 Devolução tarifária 0 4.879 34.9672.01.08.04 Obrigações estimadas com pessoal 20.674 13.153 13.2062.01.08.05 Encargos regulamentares e setoriais 52.869 27.333 12.2892.01.08.06 Outras contas a pagar 19.496 25.823 37.1942.02 Passivo Não Circulante 425.261 523.404 1.753.9862.02.01 Passivo Exigível a Longo Prazo 425.261 523.404 1.753.9862.02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 49.406 373.213 1.360.7292.02.01.02 Debêntures 264.000 0 02.02.01.03 Provisões 69.940 77.719 162.3122.02.01.03.01 Provisões para contingências 69.940 77.719 162.3122.02.01.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 4.816 2.255 7102.02.01.05 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0 02.02.01.06 Outros 37.099 70.217 230.2352.02.01.06.01 Fornecedores 0 5.765 44.6172.02.01.06.02 I. de renda e contrib. sociais diferidos 0 26.565 112.4132.02.01.06.03 Benefícios pós-emprego 37.021 37.803 33.8242.02.01.06.04 Outras contas a pagar 78 84 39.3812.02.02 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Patrimônio Líquido 773.233 608.502 477.1142.04.01 Capital Social Realizado 376.022 376.022 153.9472.04.02 Reservas de Capital 101.035 101.035 69.0742.04.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.04.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.04.03.02 Controladas/Coligadas e Equiparadas 0 0 02.04.04 Reservas de Lucro 296.176 131.445 254.0932.04.04.01 Legal 30.436 24.014 16.6622.04.04.02 Estatutária 0 0 02.04.04.03 Para Contingências 0 0 02.04.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.04.04.05 Retenção de Lucros 265.740 107.431 237.4312.04.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.04.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.04.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 02.04.06 Adiantamento para Futuro Aumento Capital 0 0 0

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03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/01/2006 01/01/2005 01/01/2004Código Descrição a 31/12/2006 a 31/12/2005 a 31/12/20043.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.861.548 1.761.322 1.494.4603.01.01 Fornecimento de energia elétrica 1.465.813 1.504.532 1.337.5403.01.02 Suprimento de energia elétrica 36.646 30.668 29.3803.01.03 Disponibilização sistema de distribuição 315.882 195.424 116.7103.01.04 Outras receitas 43.207 30.698 10.8303.02 Deduções da Receita Bruta (580.323) (537.989) (470.657)3.02.01 Quota reserva global reversão - RGR (12.602) (11.007) (12.678)3.02.02 Encargo capacidade emergencial (483) (27.980) (67.886)3.02.03 Impostos e contrib.sobre a receita (567.238) (499.002) (390.093)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.281.225 1.223.333 1.023.8033.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (974.270) (966.884) (816.126)3.04.01 Custo com energia elétrica (608.118) (661.210) (577.564)3.04.02 Custo de operação e serviço prestado (366.152) (305.674) (238.562)3.05 Resultado Bruto 306.955 256.449 207.6773.06 Despesas/Receitas Operacionais (168.515) (73.399) (147.983)3.06.01 Com Vendas (17.387) (15.906) (13.586)3.06.02 Gerais e Administrativas (68.578) (57.132) (71.054)3.06.03 Financeiras (64.707) (73.665) (86.193)3.06.03.01 Receitas Financeiras 83.866 97.373 48.5003.06.03.02 Despesas Financeiras (148.573) (171.038) (134.693)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais (17.843) (6.729) (3.760)3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 80.033 26.6103.07 Resultado Operacional 138.440 183.050 59.6943.08 Resultado Não Operacional (1.645) (32.850) (2.337)3.08.01 Receitas 2.563 11.850 2.0983.08.02 Despesas (4.208) (44.700) (4.435)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 136.795 150.200 57.3573.10 Provisão para IR e Contribuição Social (17.416) (108.973) 03.11 IR Diferido (25.160) 60.741 98.9513.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 45.406 53.223 03.15 Lucro/Prejuízo do Período 139.625 155.191 156.308

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.876 5.876 156.308LUCRO POR AÇÃO (Reais) 23,76191 26,41099 34,34586PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)

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04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)

01/01/2006 01/01/2005 01/01/2004Código Descrição a 31/12/2006 a 31/12/2005 a 31/12/20044.01 Origens 822.394 394.425 260.1454.01.01 Das Operações 183.252 (117.100) 56.8914.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Período 139.625 155.191 156.3084.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 43.627 (272.291) (99.417)4.01.01.02.01 Ajustes de exercícios anteriores (11.197) (8.146) 04.01.01.02.02 Consumidores e concessionárias (6.706) (17.671) (23.567)4.01.01.02.03 Conta comp.Parcela “A” - atuali. monet (12.847) (6.545) (7.176)4.01.01.02.04 Fornecedores - Energia livre 1.938 (1.461) (15.065)4.01.01.02.05 Depreciações e amortizações 70.775 66.737 61.1184.01.01.02.06 Valor residual de bens baixados 2.420 4.131 10.6254.01.01.02.07 Impostos e contrib. sociais diferidos 25.160 (89.783) (80.389)4.01.01.02.08 Variações monet. e juros passivo não cir (23.046) (121.307) (102.421)4.01.01.02.09 Provisões para contingências (6.202) (13.871) 20.1644.01.01.02.10 Benefícios pós-emprego 3.332 3.979 3.5714.01.01.02.11 Result líquido equivalencia patrimonial 0 (80.033) (26.610)4.01.01.02.12 Provi p/ perdas reali. ativos - reversão 0 (9.089) 52.1894.01.01.02.13 Outros 0 768 8.1444.01.02 Dos Acionistas 84.271 384.293 6174.01.02.01 Aumento de capital 0 222.075 04.01.02.02 Ágio incorporação sociedad. controladora 0 35.348 04.01.02.03 Reversão de dividendos 81.709 0 04.01.02.04 Partes relacionadas 2.562 1.545 6174.01.02.05 Parcela do patrim.vertido à ENGT e CESA 0 125.325 04.01.03 De Terceiros 554.871 127.232 202.6374.01.03.01 Empréstimos,financiamentos e Debêntures 300.561 14.204 120.4534.01.03.02 Obrigações vinculadas à concessão 22.469 10.374 7.4534.01.03.03 Transf ativo não circulante. p/ circula. 231.841 102.654 74.7314.02 Aplicações 774.691 509.297 323.9494.02.01 Rlp cauções e depósitos vinculados 29.406 31.367 22.9104.02.02 Rlp despesas pagas antecipadamente 102.794 0 46.6464.02.03 Rlp-transf. ativo circulante p/ Rlp 0 0 2.4224.02.04 Outros créditos 4.421 10.154 9.1344.02.05 Redução de investimento 0 0 (49.794)4.02.06 Imobilizado tangível e intangível 191.333 162.151 108.6404.02.07 Passivo não circulante tranf. p/circulan 401.331 165.932 146.8684.02.08 Dividendos 45.406 139.693 37.1234.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 47.703 (114.872) (63.804)4.04 Variação do Ativo Circulante 189.298 (6.109) 39.3474.04.01 Ativo Circulante no Início do Período 516.907 523.016 483.6694.04.02 Ativo Circulante no Final do Período 706.205 516.907 523.0164.05 Variação do Passivo Circulante 141.595 108.763 103.1514.05.01 Passivo Circulante no Início do Período 672.893 564.130 460.9794.05.02 Passivo Circulante no Final do Período 814.488 672.893 564.130

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05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2006 A 31/12/2006 (Reais Mil)Lucros/ Total

Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 376.022 101.035 0 131.445 0 608.5025.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (11.197) (11.197)5.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.04.01 Reversão de dividendos 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Período 0 0 0 0 139.625 139.6255.07 Destinações 0 0 0 83.022 (128.428) (45.406)5.07.01 Reserva legal 0 0 0 6.421 (6.421) 05.07.02 Dividendos 0 0 0 0 (45.406) (45.406)5.07.03 Reserva de retenção de lucros 0 0 0 76.601 (76.601) 05.08 Outros 0 0 0 81.709 0 81.7095.08.01 Reversão de dividendos 0 0 0 81.709 0 81.7095.09 Saldo Final 376.022 101.035 0 296.176 0 773.23305.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2005 A 31/12/2005 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 254.093 0 477.1145.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (8.146) (8.146)5.02.01 Ajustes de exerc.anteriores (Nota 20.4) 0 0 0 0 (8.146) (8.146)5.03 Aumento/Redução do Capital Social 222.075 0 0 0 0 222.0755.04 Realização de Reservas 0 (3.387) 0 (130.000) 0 (133.387)5.04.01 Dividendos intermediários 0 0 0 (130.000) 0 (130.000)5.04.02 Transf. p/ exigivel a longo prazo 0 (3.387) 0 0 0 (3.387)5.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 155.191 155.1915.07 Destinações 0 0 0 7.352 (147.045) (139.693)5.07.01 Reserva legal 0 0 0 7.352 (7.352) 05.07.02 Dividendos 0 0 0 0 (139.693) (139.693)5.08 Outros 0 35.348 0 0 0 35.3485.08.01 Agio na incorp, soc. controladora 0 35.348 0 0 0 35.3485.09 Saldo Final 376.022 101.035 0 131.445 0 608.50205.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 134.908 0 357.9295.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 156.308 156.3085.07 Destinações 0 0 0 119.185 (156.308) (37.123)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 7.815 (7.815) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 111.370 (111.370) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (37.123) (37.123)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 254.093 0 477.114

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2005, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2005 Legislação Societária

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01534-2 ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 28.152.650/0001-71 -

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º Andar Enseada do Suá 29050-955 Vitória ES6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex27 321-9000 - - 215911 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail27 222-8650 - - escelsa@escelsa.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoThomas Daniel Brull Rua José Alexandre Buaiz, 160 - 8º Andar Vitória4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone29050-955 Vitória ES 27 3321-9000 - -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 27 3222-8650 - - tbrull@bandeirante.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2005 31/12/20052 - Penúltimo 01/01/2004 31/12/20043 - Antepenúltimo 01/01/2003 31/12/20034 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoKPMG AUDITORES INDEPENDENTES 00418-9 Vânia Andrade de Souza 671.396.717-53

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2005 2 - 31/12/2004 3 - 31/12/2003Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 5.876 4.551 4.5512 - Preferenciais 0 0 03 - Total 5.876 4.551 4.551Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoDistribuição e Comercialização de Energia Elétrica Não Apresentado

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Espécie e Classe de Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 AGO 30/03/2005 Dividendo 28/10/2005 ON 8,1574000000

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura22/02/2006

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/20031 Ativo Total 1.804.799 2.795.230 2.658.6151.01 Ativo Circulante 516.907 523.016 483.6691.01.01 Disponibilidades 142.898 192.358 200.0201.01.01.01 Numerário disponível 36.254 20.743 8.5971.01.01.02 Títulos e Valores Imobiliários 106.644 171.615 191.4231.01.02 Créditos 316.331 251.755 234.8721.01.02.01 Consumidores e concessionários 301.247 237.555 236.3741.01.02.04 Provisão para devedores duvidosos (27.545) (21.554) (21.967)1.01.02.05 Devedores Diversos 0 0 01.01.02.06 Tributos a compensar 22.982 23.865 20.4651.01.02.07 I.Renda e C.Social Diferidos 19.647 11.889 01.01.03 Estoques 1.682 6.682 2.9841.01.03.01 Almoxarifado 1.682 6.682 2.9841.01.04 Outros 55.996 72.221 45.7931.01.04.02 Partes relacionadas 4.317 0 01.01.04.03 Cauções e depósitos vinculados 0 0 2.6291.01.04.04 Despesas pagas antecipadamente 30.026 41.015 22.0181.01.04.05 Outros créditos 21.653 31.206 21.1461.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 521.696 610.771 519.7621.02.01 Créditos Diversos 406.908 492.009 435.4491.02.01.01 Consumidores e concessionários 28.802 85.983 200.6481.02.01.06 Créditos fiscais 271.062 267.127 121.2991.02.01.07 Tributos a compensar 16.756 9.206 01.02.01.08 Cauções e depósitos vinculados 79.981 119.336 96.4261.02.01.10 Custos de captação a amortizar 0 1.153 1.9211.02.01.11 Outros 10.307 9.204 15.1551.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 5.654 3.504 5.0931.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 5.654 3.504 5.0931.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 109.134 115.258 79.2201.02.03.01 Despesas pagas antecipadamente 109.134 115.258 79.2201.03 Ativo Permanente 766.196 1.661.443 1.655.1841.03.01 Investimentos 4.982 881.450 904.6341.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 874.803 902.0451.03.01.03 Outros Investimentos 4.982 6.647 2.5891.03.02 Imobilizado 761.214 779.993 750.5501.03.03 Diferido 0 0 0

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02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/20032 Passivo Total 1.804.799 2.795.230 2.658.6152.01 Passivo Circulante 672.893 564.130 460.9792.01.01 Empréstimos e Financiamentos 217.110 216.944 174.7972.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 120.099 99.157 91.4492.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 121.913 97.697 102.5462.01.04.01 Folha de Pagamento 2.803 1.934 4.0732.01.04.02 Encargos de Dívidas 16.708 53.753 58.4402.01.04.03 I.C.M.S. 0 0 02.01.04.04 Impostos e contrib. sociais diferidos 3.431 0 02.01.04.05 Impostos e contrib. sociais correntes 98.971 42.010 40.0332.01.05 Dividendos a Pagar 131.769 37.168 42.0412.01.06 Provisões 16.600 17.185 16.4632.01.06.01 Obrigações Estimadas 13.153 13.206 12.8922.01.06.02 Provisão para contingências 0 0 02.01.06.03 Benefícios pós - emprego 3.447 3.979 3.5712.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 9.051 13.463 02.01.08 Outros 56.351 82.516 33.6832.01.08.05 Taxas regulamentares 5.245 11.027 3.6872.01.08.06 Quota p/ a Conta Consumo de Combustível 0 0 02.01.08.07 Devolução Tarifária 4.879 34.967 02.01.08.08 Taxa de Iluminação Pública Arrecadada 0 0 02.01.08.09 Outras Obrigações - Outras 46.227 36.522 29.9962.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 523.404 1.753.986 1.839.7072.02.01 Empréstimos e Financiamentos 373.213 1.360.729 1.475.3212.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 77.719 162.312 142.1482.02.03.01 Provisão para contingências 77.719 162.312 142.1482.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 2.255 710 932.02.05 Outros 70.217 230.235 222.1452.02.05.01 Obrigações Estimadas - Imposto de Renda 0 0 02.02.05.02 Variação de tens parcela “A” 0 0 02.02.05.05 FGTS/Conta Empresa 56 55 562.02.05.06 Tributos e contribuições sociais 26.565 112.413 85.9612.02.05.07 Beneficios pós - emprego 37.803 33.824 30.2532.02.05.09 Fornecedores 5.765 44.617 73.9312.02.05.10 Outras obrigações - outras 28 39.326 31.9442.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 608.502 477.114 357.9292.05.01 Capital Social Realizado 376.022 153.947 153.9472.05.01.01 Capital Subscrito 376.022 153.947 153.9472.05.02 Reservas de Capital 101.035 69.074 69.0742.05.02.01 Doações e Sub. p/Investimentos 0 0 02.05.02.02 Juros de obras - capital próprio 65.687 65.687 65.6872.05.02.03 Ágio na incorporação de controlada 35.348 0 02.05.02.04 Outras Reservas de Capital 0 3.387 3.3872.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 131.445 254.093 134.9082.05.04.01 Legal 24.014 16.662 8.8472.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 107.431 237.431 126.0612.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

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03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.761.322 1.494.460 1.356.5173.02 Deduções da Receita Bruta (537.989) (470.657) (412.820)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.223.333 1.023.803 943.6973.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.046.651) (904.526) (823.528)3.05 Resultado Bruto 176.682 119.277 120.1693.06 Despesas/Receitas Operacionais 6.368 (59.583) 162.7533.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas 0 0 03.06.03 Financeiras (73.665) (86.193) 143.3073.06.03.01 Receitas Financeiras 97.373 48.501 121.2103.06.03.02 Despesas Financeiras (171.038) (134.694) 22.0973.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 80.033 26.610 19.4463.07 Resultado Operacional 183.050 59.694 282.9223.08 Resultado Não Operacional (32.850) (2.337) (2.161)3.08.01 Receitas 11.850 2.098 6333.08.02 Despesas (44.700) (4.435) (2.794)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 150.200 57.357 280.7613.10 Provisão para IR e Contribuição Social (108.973) 0 (103.833)3.11 IR Diferido 60.741 98.951 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.01.01 Administradores 0 0 03.12.01.02 Empregados 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 53.223 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 155.191 156.308 176.928

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 5.876 4.551 4.551LUCRO POR AÇÃO (Reais) 26,41099 34,34586 38,87673PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais)

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04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)

01/01/2005 a 01/01/2004 a 01/01/2003 a Código Descrição 31/12/2005 31/12/2004 31/12/20034.01 Origens 394.425 260.145 98.8674.01.01 Das Operações (117.100) 56.891 (45.529)4.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 155.191 156.308 176.9284.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante (272.291) (99.417) (222.457)4.01.01.02.01 Ajustes de exercícios anteriores (8.146) 0 04.01.01.02.02 Variação Monetária de Longo Prazo (121.307) (102.421) (287.076)4.01.01.02.03 Depreciação 66.737 61.118 59.1414.01.01.02.04 Bens Baixados 4.131 10.625 2.2524.01.01.02.05 Créditos tributários (89.783) (80.389) 41.1894.01.01.02.06 Custo captação a amortizar 768 768 7694.01.01.02.07 Provisão/Reversão contingências (13.871) 20.164 15.0794.01.01.02.08 Benefício pós-emprego 3.979 3.571 2.0414.01.01.02.09 Outras despesas 0 7.376 11.1874.01.01.02.10 Equivalência Patrimonial (80.033) (26.610) (19.446)4.01.01.02.11 Consumidores e concessionárias (17.671) (23.567) 04.01.01.02.13 Conta comp. itens Parcela “A” atual. mon (6.545) (7.176) 04.01.01.02.14 Fornecedores - energia livre (1.461) (15.065) (47.593)4.01.01.02.15 Provisão para perdas na realiz de ativos (9.089) 52.189 04.01.02 Dos Acionistas 384.293 617 1.5754.01.02.01 Aumento de capital 222.075 0 04.01.02.02 Ágio na incorporação de soc. controlador 35.348 0 04.01.02.03 Coligadas, controladas e controladoras 1.545 617 1.5754.01.02.04 Par do patrimônio vertido á ENGT e CESA 125.325 0 04.01.03 De Terceiros 127.232 202.637 142.8214.01.03.01 Obrigações vinculadas a comcessão 10.374 7.453 7.6434.01.03.02 Outras 0 0 9984.01.03.03 Empréstimos e Financiamentos 14.204 120.453 23.5574.01.03.04 Tributos e contribuições sociais 0 0 46.9744.01.03.05 Realizável a L.P transferid.p/circulante 102.654 74.731 63.6494.01.03.06 Regime especial de tarifação 0 0 04.02 Aplicações 509.297 323.949 314.4904.02.01 Dividendos 139.693 37.123 42.0204.02.02 Na aquisição do Imobilizado 162.151 108.640 64.4734.02.03 No Realizável a Longo Prazo 31.367 22.910 24.7054.02.04 Investimentos 0 (49.794) 137.5384.02.05 Depesas pagas antecipadamente 0 46.646 04.02.06 Outros créditos - baixa renda 0 0 04.02.07 Transf. do exigível longo prazo p/circ. 165.932 146.868 45.7544.02.10 Transf. ativo circ. p/ real. lonfo prazo 0 2.422 04.02.12 Outros 10.154 9.134 04.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (114.872) (63.804) (215.623)4.04 Variação do Ativo Circulante (6.109) 39.347 (183.192)4.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 523.016 483.669 666.8614.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 516.907 523.016 483.6694.05 Variação do Passivo Circulante 108.763 103.151 32.4314.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 564.130 460.979 428.5484.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 672.893 564.130 460.979

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05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2005 A 31/12/2005 (Reais Mil)Lucros/ Total

Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 254.093 0 477.1145.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (8.146) (8.146)5.02.01 Ajustes de exerc.anteriores (Nota 20.4) 0 0 0 0 (8.146) (8.146)5.03 Aumento/Redução do Capital Social 222.075 0 0 0 0 222.0755.04 Realização de Reservas 0 (3.387) 0 (130.000) 0 (133.387)5.04.01 Dividendos intermediários 0 0 0 (130.000) 0 (130.000)5.04.02 Transf. p/ exigivel a longo prazo 0 (3.387) 0 0 0 (3.387)5.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 155.191 155.1915.07 Destinações 0 0 0 7.352 (147.045) (139.693)5.07.01 Reserva legal 0 0 0 7.352 (7.352) 05.07.02 Dividendos propostos 0 0 0 0 (139.693) (139.693)5.08 Outros 0 35.348 0 0 0 35.3485.08.01 Agio na incorp, soc. controladora 0 35.348 0 0 0 35.3485.09 Saldo Final 376.022 101.035 0 131.445 0 608.50205.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 134.908 0 357.9295.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 156.308 156.3085.07 Destinações 0 0 0 119.185 (156.308) (37.123)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 7.815 (7.815) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 111.370 (111.370) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (37.123) (37.123)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 254.093 0 477.11405.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 0 0 223.0215.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 176.928 176.9285.07 Destinações 0 0 0 134.908 (176.928) (42.020)5.07.01 Reserva legal 0 0 0 8.847 (8.847) 05.07.02 Retenção de lucros 0 0 0 126.061 (126.061) 05.07.03 Dividendos 0 0 0 0 (42.020) (42.020)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 134.908 0 357.929

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, com respectivo

Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração

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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2004 Legislação Societária

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01534-2 ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. 28.152.650/0001-71 -

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua José Alexandre Buais, 160 Enseada do Suá 29050-955 Vitória ES6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex27 3348-4000 - - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail27 3325-4126 - - escelsa@escelsa.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoSérgio Pereira Pires Rua José Alexandre Buais, 160 Enseada do Suá4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone29050-955 Vitória ES 27 3321-9163 3321-9199 -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 27 3325-4126 - - sergiop@escelsa.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2004 31/12/20042 - Penúltimo 01/01/2003 31/12/20033 - Antepenúltimo 01/01/2002 31/12/20024 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoPriceWaterhouseCoopers 00287-9 Luiz Marcio Malzone 019.495.868-04

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2004 2 - 31/12/2003 3 - 31/12/2002Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 4.551 4.551 4.5512 - Preferenciais 0 0 03 - Total 4.551 4.551 4.551Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoGeração e Distribuição de Energia Elétrica Total

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Espécie e Classe de Ação 7 - Valor do Provento p/Ação 01 AGO 30/03/2004 Dividendo 28/10/2004 ON 9,2335490000

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES1 - Data 2 - Assinatura23/02/2005

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02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/20021 Ativo Total 2.795.230 2.658.615 2.715.2521.01 Ativo Circulante 523.016 483.669 666.8611.01.01 Disponibilidades 18.012 8.597 11.0971.01.02 Créditos 264.556 242.670 299.3101.01.02.01 Consumidores e concessionários 237.555 236.374 272.3261.01.02.04 Provisão para devedores duvidosos (21.554) (21.967) (25.348)1.01.02.05 Devedores Diversos 12.801 7.798 9.4061.01.02.06 Tributos a compensar 23.865 20.465 42.9261.01.02.07 I.Renda e C.Social Diferidos 11.889 0 01.01.03 Estoques 6.682 2.984 3.6211.01.03.01 Almoxarifado 6.682 2.984 3.6211.01.04 Outros 233.766 229.418 352.8331.01.04.01 Títulos e Valores Mobiliários 174.346 191.423 296.4981.01.04.03 Cauções e depósitos vinculados 0 2.629 39.3821.01.04.04 Despesas pagas antecipadamente 41.015 22.018 5081.01.04.05 Outros créditos 18.405 13.348 16.4451.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 610.771 519.762 545.1971.02.01 Créditos Diversos 492.009 435.449 474.4631.02.01.01 Consumidores e concessionários 85.983 200.648 190.8401.02.01.03 Regime especial de tarifação 0 0 01.02.01.06 Créditos fiscais 267.127 121.299 170.1301.02.01.07 FGTS/Conta Empresa 55 56 561.02.01.08 Cauções e depósitos vinculados 119.336 96.426 72.1751.02.01.09 Outros credios - baixa rendaor 0 0 13.0341.02.01.10 Custos de captação a amortizar 1.153 1.921 2.6901.02.01.11 Outros 18.355 15.099 25.5381.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 3.504 5.093 6.7111.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 3.504 5.093 6.7111.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 115.258 79.220 64.0231.02.03.01 Despesas pagas antecipadamente 115.258 79.220 64.0231.03 Ativo Permanente 1.661.443 1.655.184 1.503.1941.03.01 Investimentos 881.450 904.634 747.6501.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 874.803 902.045 745.7801.03.01.03 Outros Investimentos 6.647 2.589 1.8701.03.02 Imobilizado 779.993 750.550 755.5441.03.02.01 Em Serviço 674.615 656.640 674.6001.03.02.02 Em Curso 105.378 93.910 80.9441.03.03 Diferido 0 0 0

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02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/20022 Passivo Total 2.795.230 2.658.615 2.715.2522.01 Passivo Circulante 564.130 460.979 428.5482.01.01 Empréstimos e Financiamentos 216.944 174.797 142.3422.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 112.620 91.449 104.7402.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 97.697 102.546 108.4222.01.04.01 Folha de Pagamento 1.934 4.073 1.9772.01.04.02 Encargos de Dívidas 53.753 58.440 76.3252.01.04.03 I.C.M.S. 31.164 10.305 19.4902.01.04.05 Tributos e Contribuições Sociais 10.846 29.728 10.6302.01.05 Dividendos a Pagar 37.168 42.041 212.01.06 Provisões 17.185 16.463 54.4422.01.06.01 Obrigações Estimadas 13.206 12.892 13.0182.01.06.02 Provisão para contingências 0 0 39.3822.01.06.03 Benefícios pós - emprego 3.979 3.571 2.0422.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 82.516 33.683 18.5812.01.08.05 Quota p/ a Reserva Global de Reversão 1.483 2.483 2.0492.01.08.06 Quota p/ a Conta Consumo de Combustível 6.052 1.204 4.5502.01.08.07 Devolução Tarifária 34.967 0 02.01.08.08 Taxa de Iluminação Pública Arrecadada 3.089 7.990 5.4372.01.08.09 Outras Obrigações - Outras 36.925 22.006 6.5452.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 1.753.986 1.839.707 2.063.6832.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.360.729 1.475.321 1.793.0572.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 162.312 142.148 127.0692.02.03.01 Provisão para contingências 162.312 142.148 127.0692.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 710 93 1372.02.05 Outros 230.235 222.145 143.4202.02.05.01 Obrigações Estimadas - Imposto de Renda 0 0 7.6422.02.05.02 Variação de tens parcela “A” 0 0 02.02.05.05 FGTS/Conta Empresa 55 56 562.02.05.06 Tributos e contribuições sociais 112.413 85.961 28.5592.02.05.07 Beneficios pós - emprego 33.824 30.253 28.2122.02.05.09 Fornecedores 44.617 73.931 58.3462.02.05.10 Outras obrigações - outras 39.326 31.944 20.6052.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 477.114 357.929 223.0212.05.01 Capital Social Realizado 153.947 153.947 153.9472.05.01.01 Capital Subscrito 153.947 153.947 153.9472.05.02 Reservas de Capital 69.074 69.074 69.0742.05.02.01 Doações e Sub. p/Investimentos 0 0 02.05.02.02 Juros de obras - capital próprio 65.687 65.687 65.6872.05.02.03 CRC- Securtizada 0 0 02.05.02.04 Outras Reservas de Capital 3.387 3.387 3.3872.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 254.093 134.908 02.05.04.01 Legal 16.662 8.847 02.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 237.431 126.061 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

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03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20023.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.494.460 1.356.517 1.183.0123.02 Deduções da Receita Bruta (470.657) (412.820) (345.764)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.023.803 943.697 837.2483.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (904.526) (823.528) (742.283)3.05 Resultado Bruto 119.277 120.169 94.9653.06 Despesas/Receitas Operacionais (59.583) 162.753 (671.445)3.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas 0 0 03.06.03 Financeiras (86.193) 143.307 (606.147)3.06.03.01 Receitas Financeiras 48.501 121.210 137.7723.06.03.02 Despesas Financeiras (134.694) 22.097 (743.919)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 26.610 19.446 (65.298)3.07 Resultado Operacional 59.694 282.922 (576.480)3.08 Resultado Não Operacional (2.337) (2.161) (13.553)3.08.01 Receitas 2.098 633 5793.08.02 Despesas (4.435) (2.794) (14.132)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 57.357 280.761 (590.033)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 98.951 (103.833) 80.7813.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.01.01 Administradores 0 0 03.12.01.02 Empregados 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 03.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 156.308 176.928 (509.252)

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 4.551 4.551 4.551LUCRO POR AÇÃO (Reais) 34,34586 38,87673PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais) (111,89892)

361

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20024.01 Origens 286.504 98.867 235.7024.01.01 Das Operações 62.303 (45.529) 104.0044.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 156.308 176.928 (509.252)4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante (94.005) (222.457) 613.2564.01.01.02.01 Ativo regulatório 0 0 (6.845)4.01.01.02.02 Variação Monetária de Longo Prazo (102.421) (287.076) 545.7984.01.01.02.03 Depreciação 61.119 59.141 57.0814.01.01.02.04 Bens Baixados 10.625 2.252 4.5064.01.01.02.05 Créditos tributários (80.390) 41.189 (76.945)4.01.01.02.06 Custo captação a amortizar 768 769 7364.01.01.02.07 Provisão Contingências 20.164 15.079 14.8724.01.01.02.08 Benefício pós-emprego 3.571 2.041 04.01.01.02.09 Outras despesas 7.380 11.187 8.7554.01.01.02.10 Equivalência Patrimonial (26.610) (19.446) 65.2984.01.01.02.11 Provisão para perdas RTE 25.339 0 04.01.01.02.13 SELIC ativo regulatório líquida (9.633) (47.593) 04.01.01.02.14 PIS majoração de alíquota (3.917) 0 04.01.02 Dos Acionistas 56.058 1.575 04.01.02.01 Dividendos Propostos de Controladas 6.996 0 04.01.02.02 Devolução de Adiantamentos 46.856 0 04.01.02.03 Coligadas, controladas e controladoras 2.206 1.575 04.01.03 De Terceiros 168.143 142.821 131.6984.01.03.01 Contribuição do Consumidor 7.453 7.643 4.3404.01.03.02 Outras 13 998 1.2724.01.03.03 Empréstimos e Financiamentos 120.448 23.557 109.6254.01.03.04 Tributos e contribuições sociais 0 46.974 04.01.03.05 Realizável a L.P transferid.p/circulante 40.229 63.649 04.01.03.06 Regime especial de tarifação 0 0 16.4614.02 Aplicações 350.308 314.490 249.7014.02.01 Dividendos 37.123 42.020 04.02.02 Na aquisição do Imobilizado 108.640 64.473 50.8914.02.03 No Realizável a Longo Prazo 22.910 24.705 14.7914.02.04 Investimentos 4.058 137.538 115.4444.02.05 Depesas pagas antecipadamente 26.393 0 13.7524.02.06 Outros créditos - baixa renda 0 0 13.0344.02.07 Transf. do exigível longo prazo p/circ. 132.619 45.754 37.0524.02.10 Fornecedores 15.303 0 04.02.12 Outros 3.262 0 4.7374.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (63.804) (215.623) (13.999)4.04 Variação do Ativo Circulante 39.347 (183.192) 97.7524.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 483.669 666.861 569.1094.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 523.016 483.669 666.8614.05 Variação do Passivo Circulante 103.151 32.431 111.7514.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 460.979 428.548 316.7974.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 564.130 460.979 428.548

362

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2004 A 31/12/2004 (Reais Mil)Lucros/ Total

Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos PatrimônioCódigo Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 134.908 0 357.9295.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 156.308 156.3085.07 Destinações 0 0 0 119.185 (156.308) (37.123)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 7.815 (7.815) 05.07.02 Reserva de Retenção de Lucros 0 0 0 111.370 (111.370) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (37.123) (37.123)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 254.093 0 477.11405.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 69.074 0 0 0 223.0215.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 176.928 176.9285.07 Destinações 0 0 0 134.908 (176.928) (42.020)5.07.01 Reserva legal 0 0 0 8.847 (8.847) 05.07.02 Retenção de lucros 0 0 0 126.061 (126.061) 05.07.03 Dividendos 0 0 0 0 (42.020) (42.020)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 134.908 0 357.92905.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 153.947 577.456 0 0 0 731.4035.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (509.252) (509.252)5.07 Destinações 0 (509.252) 0 0 509.252 05.08 Outros 0 870 0 0 0 8705.09 Saldo Final 153.947 69.074 0 0 0 223.021

363

06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/20021 Ativo Total 3.805.379 3.605.452 3.702.0881.01 Ativo Circulante 885.539 811.881 903.4471.01.01 Disponibilidades 24.632 15.465 20.0081.01.02 Créditos 653.722 613.606 695.7201.01.02.01 Consumidores e concessionários 501.895 450.709 426.8601.01.02.02 Provisão para devedores duvidosos (45.236) (40.192) (37.760)1.01.02.03 Títulos e valores mobiliários 197.063 203.089 306.6201.01.03 Estoques 8.917 4.896 6.1741.01.04 Outros 198.268 177.914 181.5451.01.04.01 Cauções e depósitos vinculados 0 2.629 39.3821.01.04.02 Devedores diversos 72.810 50.107 76.5711.01.04.03 Despesas pagas antecipadamente 73.385 46.230 14.2501.01.04.04 Outros créditos - UTE Campo Grande 0 49.116 25.8911.01.04.05 I. renda e contrib. sociais diferidos 24.470 7.608 3.3301.01.04.06 Outros créditos 27.603 22.224 22.1211.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 1.006.426 930.690 942.3651.02.01 Créditos Diversos 734.929 683.517 739.9191.02.01.01 I de renda e contrib sociais diferidos 391.293 252.776 313.4301.02.01.02 Cauções e depósitos vinculados 169.937 135.497 100.5091.02.01.03 Consumidores e concessionários 173.699 295.244 297.5441.02.01.04 Outros créditos - baixa renda 0 0 18.7181.02.01.05 Regime especial de tarifação 0 0 9.7181.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 30.368 76.172 65.5051.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 30.368 76.172 65.5051.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 241.129 171.001 136.9411.02.03.02 Custos de captação a amortizar 1.153 1.921 2.6901.02.03.03 Outros créditos 41.664 29.055 23.8971.02.03.05 Despesas pagas antecipadamente 198.312 140.025 110.3541.03 Ativo Permanente 1.913.414 1.862.881 1.856.2761.03.01 Investimentos 354.995 362.003 374.3911.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 354.995 362.003 374.3911.03.02 Imobilizado 1.558.419 1.500.878 1.481.8061.03.03 Diferido 0 0 79

364

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2004 31/12/2003 31/12/20022 Passivo Total 3.805.379 3.605.452 3.702.0882.01 Passivo Circulante 969.823 784.569 736.7962.01.01 Empréstimos e Financiamentos 448.101 349.967 337.1252.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 185.892 152.435 155.6152.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 97.256 90.723 61.6572.01.05 Dividendos a Pagar 43.227 42.053 302.01.06 Provisões 0 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.01.08 Outros 195.347 149.391 182.3692.01.08.01 Encargos de dívidas 58.235 67.271 83.8362.01.08.02 Provisão para contingências 0 0 39.3822.01.08.03 Taxas regulamentares 17.181 11.637 12.8862.01.08.04 Obrigações estimadas 25.757 24.317 23.7352.01.08.06 Outras exigibilidades 59.207 46.166 22.5302.01.08.07 Devolução Tarifária 34.967 0 02.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.168.423 2.299.531 2.584.5792.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.668.438 1.838.268 2.223.7182.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 257.393 226.914 194.5792.02.03.01 Provisão para contingências 223.569 196.661 166.3672.02.03.02 Beneficios pós - emprego 33.824 30.253 28.2122.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 242.592 234.349 166.2822.02.05.02 Imposto de renda diferido 139.619 61.779 24.5702.02.05.03 Outras exigibilidades 41.430 34.143 29.3722.02.05.05 Fornecedores 61.543 99.441 83.7812.02.05.07 Tributos e contribuições sociais 0 38.986 28.5592.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.04 Participações Minoritárias 190.019 163.423 157.6922.05 Patrimônio Líquido 477.114 357.929 223.0212.05.01 Capital Social Realizado 153.947 153.947 153.9472.05.02 Reservas de Capital 69.074 69.074 69.0742.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 254.093 134.908 02.05.04.01 Legal 16.662 8.847 02.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 237.431 126.061 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

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07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20023.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.423.883 2.112.909 1.755.1843.02 Deduções da Receita Bruta (698.661) (598.906) (483.430)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.725.222 1.514.003 1.271.7543.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.448.262) (1.308.844) (1.157.422)3.05 Resultado Bruto 276.960 205.159 114.3323.06 Despesas/Receitas Operacionais (145.323) 137.366 (670.419)3.06.01 Com Vendas 0 0 03.06.02 Gerais e Administrativas 0 0 03.06.03 Financeiras (145.323) 137.366 (670.419)3.06.03.01 Receitas Financeiras 109.564 200.702 197.2243.06.03.02 Despesas Financeiras (254.887) (63.336) (867.643)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 03.07 Resultado Operacional 131.637 342.525 (556.087)3.08 Resultado Não Operacional (12.913) (27.106) (70.858)3.08.01 Receitas 4.904 2.838 9813.08.02 Despesas (17.817) (29.944) (71.839)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 118.724 315.419 (626.945)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 72.803 (131.559) 86.0053.11 IR Diferido 0 0 03.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 03.12.01 Participações 0 0 03.12.01.01 Empregados 0 0 03.12.01.02 Administradores 0 0 03.12.02 Contribuições 0 0 03.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 03.14 Participações Minoritárias (35.219) (6.932) 31.6883.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 156.308 176.928 (509.252)

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 4.551 4.551 4.551LUCRO POR AÇÃO (Reais) 34,34586 38,87673PREJUÍZO POR AÇÃO (Reais) (111,89892)

08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS CONSOLIDADAS (Reais Mil)

01/01/2004 01/01/2003 01/01/2002Código Descrição a 31/12/2004 a 31/12/2003 a 31/12/20024.01 Origens 499.393 321.194 454.6244.01.01 Das Operações 213.688 57.220 164.5494.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 156.308 176.928 (509.252)4.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 57.380 (119.708) 673.8014.01.01.02.01 Variação Monetária de Longo Prazo (117.914) (311.338) 579.5514.01.01.02.02 Depreciação 119.413 115.802 123.1054.01.01.02.03 Bens Baixados 15.563 8.200 9.6294.01.01.02.04 Créditos tributários (73.079) 53.011 (84.089)4.01.01.02.05 Provisão para Contingências 26.908 30.294 22.3474.01.01.02.06 Provisão perdas UTE Campo Grande 0 22.802 77.2914.01.01.02.07 Participação minoritária e RIC - CP 35.219 5.856 (32.753)4.01.01.02.08 Ativo regulatório 0 0 (30.771)4.01.01.02.09 Provisão para perdas na real. de ativos 54.062 0 04.01.01.02.10 Amortização do Ágio 14.460 13.109 04.01.01.02.11 Provisão para perdas - RTE 25.339 0 04.01.01.02.12 Reposicionamento Tarifário (20.664) 0 04.01.01.02.13 SELIC ativo regulatório líquida (27.369) (71.441) 04.01.01.02.14 PIS majoração de alíquota (6.277) 0 04.01.01.02.15 Benefício pós-emprego 3.571 2.041 04.01.01.02.16 Custos captação a amortizar 768 769 04.01.01.02.17 Outras despesas 7.380 11.187 9.4914.01.02 Dos Acionistas 6.957 4.067 1.0714.01.02.02 Coligadas,controladas eou controladora 6.957 4.067 1.0714.01.03 De Terceiros 278.748 259.907 289.0044.01.03.01 Empréstimos e Financiamentos 173.393 110.834 250.0784.01.03.02 Contribuição do Consumidor e Doações 30.262 18.695 6.1854.01.03.03 Realizavel a L.P. transf p/circulante 74.587 69.333 04.01.03.05 Regime especial de tarifação 0 0 24.2294.01.03.06 Tributos e contribuições sociais 0 46.974 04.01.03.07 Outros 506 14.071 8.5124.02 Aplicações 610.989 460.533 396.5994.02.01 No Realizável a Longo Prazo 82.870 57.477 39.6374.02.02 No imobilizado 222.776 161.684 187.9694.02.03 Investimentos 4.058 718 (290)4.02.04 Contas com coligadas 0 0 4.4584.02.05 Transf. do Exig. a Longo Prazo p/Circ. 255.420 197.522 115.1484.02.06 Outros créditos - baixa renda 0 0 18.7184.02.07 Dividendos Propostos 45.865 43.132 1.4914.02.09 Outras 0 0 3014.02.11 Despesas pagas antecipadamente 0 0 29.1674.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante (111.596) (139.339) 58.0254.04 Variação do Ativo Circulante 73.658 (91.566) 171.8504.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 811.881 903.447 731.5974.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 885.539 811.881 903.4474.05 Variação do Passivo Circulante 185.254 47.773 113.8254.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 784.569 736.796 622.9714.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 969.823 784.569 736.796

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6. ANEXOS

• Autorização da ANEEL• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 29 de maio de 2007• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 26 de junho de 2007• Estatuto Social da Emissora• Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie

Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures

Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

• Súmula da Classificação de Risco• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03• Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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• Autorização da ANEEL

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 29 de maio de 2007

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração realizada em 26 de junho de 2007

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• Estatuto Social da Emissora

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• Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única, da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

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• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento à Escritura Particular da 2ª Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em Ações, da Espécie Subordinada, em Série Única,

da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

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• Súmula da Classificação de Risco

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

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• Declaração da Instituição Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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