CAPA CPFL LETTER

A CPFL Energia S.A. (“Companhia” ou “CPFL Energia”), e seus acionistas VBC Energia S.A., 521 Participações S.A. e Bonaire Participações S.A. (em conjunto,“Acionistas Vendedores”) estão realizando uma oferta que compreende, simultaneamente, a distribuição pública primária de, inicialmente, 39.579.729 (trinta e nove milhões,quinhentas e setenta e nove mil, setecentas e vinte e nove) ações ordinárias e a distribuição pública secundária de, inicialmente, 7.915.950 (sete milhões, novecentas e quinzemil, novecentas e cinqüenta) ações ordinárias, nominativas, escriturais, sem valor nominal, de emissão da Companhia (“Ações” ou “Ações Ordinárias”), a ser realizadasimultaneamente no Brasil e no exterior e coordenada por Merrill Lynch, Pierce, Fenner & Smith Incorporated (“Coordenador Global”), conforme deliberações do nossoConselho de Administração em reuniões realizadas em 02 de setembro de 2004 e [•], e por deliberações societárias dos Acionistas Vendedores.

Do total das Ações Ordinárias objeto da Oferta Global, até [•]([•]) Ações Ordinárias serão colocadas no Brasil (“Oferta Brasileira”), através de instituições financeiraslideradas pelo Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A. (“Coordenador Líder”) e pelo Banco Pactual S.A. (“Pactual”, e em conjunto com o Coordenador Líder,“Coordenadores da Oferta Brasileira”), em conformidade com os procedimentos estabelecidos na Instrução CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, e até [•]([•]) Ações Ordinárias serão colocadas, sob a forma de American Depositary Shares (“ADSs”), no exterior (“Oferta Internacional”, e em conjunto com a Oferta Brasileira, a “Oferta Global”), através de instituições financeiras coordenadas pelo Coordenador da Oferta Global e pela Pactual Capital Corporation(“Coordenadores da Oferta Internacional”). Cada ADS representa 3 (três) Ações Ordinárias.

O preço de emissão/venda das Ações Ordinárias será fixado após a finalização do procedimento de coleta de intenções (bookbuilding), a ser conduzido no Brasil pelos Coordenadores da Oferta Brasileira e no exterior pelos Coordenadores da Oferta Internacional. O preço de emissão/venda das Ações Ordinárias será aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia antes da concessão do registro da presente distribuição pública pela CVM.

Preço Comissões Recursos LíquidosPor Ação Ordinária [•] [•]

A Companhia e os Acionistas Vendedores concederão ao Coordenador Líder uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da Oferta Brasileira, para aaquisição de um lote suplementar de Ações equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das Ações Ordinárias inicialmente ofertadas no âmbito da Oferta Brasileira.Adicionalmente, a Companhia e os Acionistas Vendedores concederão ao Coordenador Global uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da OfertaInternacional, para a aquisição de um lote suplementar de Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs, equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das ADSs inicialmenteofertadas no âmbito da Oferta Internacional. Estas opções serão destinadas exclusivamente a atender a um eventual excesso de demanda que vier a ser constatado nodecorrer da Oferta Global e poderão ser exercidas no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data do Prospecto Definitivo de Distribuição Pública Primária e Secundária deAções de Emissão da Companhia, nas mesmas condições e preço das Ações Ordinárias e ADSs inicialmente ofertadas.

Registro da presente distribuição pública primária e secundária na CVM: Distribuição Primária: CVM/SRE/REM/2004/[•], em [•] e Distribuição Secundária:CVM/SRE/SEC/2004/[•], em [•].

“O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, garantia da veracidade das informações prestadas ou julgamento sobre a qualidade daCompanhia emissora, bem como sobre as Ações a serem distribuídas.”

Ver Seção “Fatores de Risco” para discussão de certos riscos que devem ser considerados antes do investimento nas Ações Ordinárias.

“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas de Títulos e ValoresMobiliários registrado no 5º Ofício de Títulos e Documentos do Estado do Rio de Janeiro sob o nº 497585, atendendo aos padrões mínimos de informaçãocontidos no mesmo, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da Companhia, das instituições participantese dos títulos e valores mobiliários objeto da oferta.”

Adata deste Prospecto Preliminar é 06 de setembro de 2004

Coordenador da Oferta Global

Merrill Lynch, Pierce, Fenner & Smith Incorporated

Prospecto Preliminar de Distribuição Pública Primária e Secundária de Ações Ordinárias de Emissão da

47.495.679 Ações Ordinárias

CÓDIGO ISIN: BRCPFEACNOR0

No contexto desta Oferta Global, estima-se que o Preço por Ação estará situado entre R$ 17,00 e R$ 20,00, ressalvado, no entanto, que o Preço por Ação poderá ser fixado fora desta faixa indicada.

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Coordenadores Contratados

Companhia de Capital Autorizado

Rua Ramos Batista, nº 444 - 13º andar - 04552-020 - São Paulo - SP

Coordenadores da Oferta Brasileira

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ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO • Definições ..................................................................................................................................07 • Informações sobre a Oferta ............................................................................................................14 • Considerações sobre Estimativas e Declarações Futuras ......................................................................25 • Apresentação das Informações Financeiras .......................................................................................26 • Identi ficação de Administradores, Consultores e Auditores ..................................................................30 • Informações Cadastrais da Companhia ............................................................................................32 • Sumário do Prospecto...................................................................................................................34

A Companhia........................................................................................................................34 Estrutura da Ofert a Global .......................................................................................................36

• Resumo das Demonstrações Financeiras e Informações Operacionais ....................................................39 • Fatores de Risco..........................................................................................................................43 • Destinação dos Recursos ...............................................................................................................52 2. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA • Informações sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos...............................................................55 • Capitalização ..............................................................................................................................58 • Diluição.....................................................................................................................................59 • Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas.........................................................................60 • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações ................64 • Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro ...........................................................................................89 • Atividades da Companhia............................................................................................................ 108 • Administração........................................................................................................................... 139 • Principais Acionistas e Acionistas Vendedores ................................................................................ 150 • Operações com Partes Relacionadas .............................................................................................. 153 • Descri ção do Capital Social ......................................................................................................... 155 • Dividendos e Política de Dividendos ............................................................................................. 166 3. ANEXOS • Estatuto Social .......................................................................................................................... 173 • Ata da Reunião do Conselho de Administração que deliberou sobre a Ofert a Global ............................... 203 • Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2003 (apenas as informações não

incluídas neste Prospecto)............................................................................................................ 209 4. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS • Demonstrações Financeiras da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados em

31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes ....................... 241 • Demonstrações Financeiras da Rio Grande Energia S.A. relativas aos exercí cios sociais encerrados em

31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes ....................... 339 • Demonstrações Financeiras da CPFL Energia S.A. relativas aos períodos de seis meses encerrados em

30.06.2003 e 30.06.2004, objeto de revisão especial pelos auditores independentes ................................ 389 • Demonstrações Financeiras Publicadas da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados

em 31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes .................. 431 • Informações Trimestrais da CPFL Energia S.A. relativas ao período de seis meses encerrado em

30.06.2004............................................................................................................................... 543

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1. INTRODUÇÃO

• Definições • Informações sobre a Oferta • Considerações sobre Estimativas e Declarações Futuras • Apresentação das Informações Financeiras • Identi ficação de Administradores, Consultores e Auditores • Informações Cadastrais da Companhia • Sumário do Prospecto

A Companhia Estrutura da Ofert a Global

• Resumo das Demonstrações Financeiras e Informações Operacionais • Fatores de Risco • Destinação dos Recursos

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DEFINIÇÕES Para fins do presente Prospecto, os termos indicados abaixo terão o significado a eles atribuídos, salvo referência diversa neste Prospecto.

ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.

Acionistas Vendedores VBC Energia S.A., 521 Participações S.A. e Bonaire Participações S.A., os acionistas controladores da Companhia.

Ações, Ações Ordinárias Ações ordinári as, escriturais, sem valor nominal de emissão da Companhia.

Ações Adicionais Lote suplementar de até [•] ([•]) Ações Ordinárias.

ADSs Adicionais Lote suplementar de até [•] ([•]) Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs.

Alta Tensão Classe de tensão nominal do sistema igual ou superior a 2,3 kV.

American Depositary Shares ou ADSs

Cada ADS representa 3 (três) Ações Ordinárias. As ADSs serão evidenciadas por American Depositary Receipts. As ADSs serão emitidas nos termos de contrato de depósito celebrado entre nós e o The Bank of New York, na qualidade de banco depositário.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétri ca.

Auto-Produtor Consumidor de energia elétrica que detenha concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétri ca para seu consumo próprio.

BACEN Banco Central do Brasil.

BAESA Energética Barra Grande S.A..

Bandeirante Energia Bandeirante Energia S.A..

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social S.A..

BNDESPAR BNDES Participações S.A..

Bonaire Bonaire Participações S.A..

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo.

Capacidade Instalada Quantidade máxima de eletricidade que pode ser entregue por uma unidade geradora em particular em bases de carga total contínua nos termos de condições especí ficas conforme designado pelo fabricante.

CCC Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis.

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CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

CDE Conta de Desenvolvimento Energético, instituída pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e alterações posteriores.

CERAN CERAN – Companhia Energética Rio das Antas.

CMN Conselho Monetário Nacional.

CNPE Conselho Nacional de Política Energética.

Companhia ou CPFL Energia CPFL Energia S.A. ou o conjunto de empresas formado pela CPFL Energia e suas controladas. A CPFL Energia e o conjunto de empresas formado pel a CPFL Energia e suas controladas podem, ainda, ser referidas neste Prospecto na primeira pessoa do plural.

Consórcio Foz do Chapecó Consórcio Energético Foz do Chapecó.

Contratos Iniciais Contratos de fornecimento de energia elétri ca com preços e quantidades aprovados pela ANEEL, celebrados entre as geradoras e distribuidoras nos termos da Lei do Setor Elétrico.

Constituição Federal Constituição da República Federativa do Brasil.

Consumidor Final Consumidor que utiliza a energia elétrica para atender às suas próprias necessidades.

Consumidor Livre Consumidores atendidos por fornecedores não necessariamente conect ados à distribuidora local, por meio de contratos bilaterais firmados no Ambiente de Contratação Livre – ACL.

Coordenadores Contratados São as instituições integrantes do consórcio de distribuição da Ofert a Brasileira, com exceção dos Coordenadores da Ofert a Brasileira e Corretoras Consorciadas.

Coordenadores da Ofert a Brasileira

Coordenador Líder e Banco Pactual S.A..

Coordenadores da Ofert a Internacional

Coordenador Global e Pactual Capital Corporation.

Coordenador Global Merrill Lynch, Pierce, Fenner & Smith Incorporated.

Coordenador Líder Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A..

CPFL Brasil CPFL Comercialização Brasil S.A..

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CPFL Centrais Elétricas CPFL Centrais Elétricas S.A..

CPFL Geração CPFL Geração de Energia S.A..

CPFL Paulista Companhia Paulista de Força e Luz.

CPFL Piratininga Companhia Piratininga de Força e Luz.

Corretoras Consorciadas Denominação atribuída às sociedades corretoras membros da BOVESPA, subcontratadas pelos Coordenadores da Oferta Brasileira, para fazer part e exclusivamente do esforço de colocação de Ações junto a investidores não-institucionais.

CVA Conta gráfica a qual se atribuem as vari ações entre os valores realizados e os valores considerados nos repasses de custos aos consumidores finais nas revisões e reajustes tari fários das distribuidoras. As despesas consideradas na CVA são: Contrato de Itaipu, CCC, contrato de Rede Básica, Conexão, transporte de Itaipu e Encargo de serviços do sistema.

CVM Comissão de Valores Mobiliários.

Deloitte Auditores Independentes

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes.

Distribuição O sistema de rede de energi a elétrica que distribui energia elétrica para consumidores finais dentro de uma área de concessão.

Dólar, US$ Dólar dos Estados Unidos da América.

DRAFT I Draft I Participações S.A..

ENERCAN Campos Novos Energia S.A..

Energia Assegurada Quantidade fixa de energia elétrica de uma usina, estabel ecida pelo Poder Concedente no respectivo contrato de concessão e disponibilizada para venda.

EPC Engineering, Procurement and Construction ou Contrato de Empreitada Global.

Estatuto Estatuto Social da Companhia.

FINAME Agência Especial de Financiamento Industrial.

Foz do Chapecó Foz do Chapecó Energia S.A..

GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétri ca.

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Gigawatt (GW) Unidade equivalente a um bilhão de watts.

Gigawatt hora (GWh) Unidade equival ente a um gigawatt de energia el étrica fornecida ou solicitada por uma hora ou um bilhão de watts horas.

Governo Federal Governo Federal do País.

IBAMA Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.

IBGE Instituto Brasileiro de Geografi a e Estatística.

IGP-M Índice Geral de Preços ao Mercado, divulgado pela Fundação Getúlio Vargas.

Instituições Participantes da Ofert a Brasileira

São, em conjunto, os Coordenadores da Oferta Brasileira, Coordenadores Contratados e Corretoras Consorciadas.

INPI Instituto Nacional da Propriedade Industrial.

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Ampliado, apurado pelo IBGE.

Itaipu Itaipu Binacional, uma Usina Hidroel étrica detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai.

Kilovolt (kV) Unidade equivalente a mil volts.

Kilowatt (kW) Unidade equivalente a mil watts.

Kilowatt-hora (kWh) Unidade equivalente a um kilowatt de energi a elétri ca fornecida ou solicitada por hora ou mil watts horas.

Lei das Sociedades por Ações Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, e alterações posteriores.

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

Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica

Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, e alterações posteriores.

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004, regulamentada pelos decretos n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, n.º 5.175, de 9 de agosto de 2004, e n.º 5.184, de 16 de agosto de 2004.

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

Lock-up Período de impedimento à negoci ação ou qualquer outra forma de alienação ou oneração, pela Companhia e pelos Acionistas Vendedores, das Ações.

MAE Mercado Atacadista de Energia.

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Megawatt (MW) Unidade equivalente a um milhão de watts.

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

Megavolt Ampére (MVA) Unidade equivalente a 1 milhão de volts ampére.

MME Ministério de Minas e Energia.

MRE Mecanismo de Realocação de Energia.

NYSE New York Stock Exchange.

Ofert a, Oferta Brasileira

A Distribuição Pública Primária e Secundária de Ações Ordinárias registrada junto à CVM.

Ofert a Internacional A Distribuição Pública Primária e Secundária de Ações Ordinárias registrada

junto à SEC.

ONS Operador Nacional do Sistema.

Opções Opções a serem concedidas pela Companhia e pelos Acionistas Vendedores

ao Coordenador Global e ao Coordenador Líder para aquisição das ADSs

Adicionais e das Ações Adicionais, respectivamente, no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data de publicação do Anúncio de Início.

País República Federativa do Brasil.

Parcela A Custos das distribuidoras que incluem, dentre outros: (i) custos de aquisição de energi a elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais; (ii) custos

de aquisição de energia elétri ca de Itaipu; (iii) custos de aquisição de energi a

elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes;

e (iv) custos regulatórios, incluindo custos referentes aos encargos de acesso e uso dos sistemas de transmissão e conexão.

Pequenas Centrais

Hidroelétricas ou PCHs

Usinas hidroelétricas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW que

atendam aos requisitos propostos na Resolução da Aneel n.º 652, de 9 de dezembro de 2003.

Poder Concedente Governo Federal.

PPA Contrato de Fornecimento de Energia Elétrica (Power Purchase Agreement).

PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade.

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Produtor Independente de Energia Elétrica

Pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio de pessoas jurídicas que recebam autorização do Poder Concedente para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia elétri ca produzida, por sua conta e risco.

Programa de Racionamento Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia, instituído pelo GCE em 2001, que durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002.

Proinfa Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, instituído pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e alterações posteriores.

Prospecto Este Prospecto Preliminar de Distribuição Pública Primária e Secundária de Ações Ordinárias de Emissão da Companhia.

Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo de Distribuição Primária e Secundária de Ações Ordinárias de Emissão da Companhia.

PSEG PSEG Americas Ltd..

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

RGR Reserva Global de Reversão, instituída pela Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971.

RGE Rio Grande Energia S.A..

RTE Recomposição Tarifária Extraordinári a.

Sistema Interligado Nacional Sistema composto pela Rede Básica e demais instalações de transmissão que interliga as unidades de geração e distribuição nos sistemas Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil.

SEMESA Semesa S.A..

Subestação Conjunto de equipamentos de manobras, controle, proteção e/ou transformação, que ligam, alteram e/ou regulam a tensão em sistema de transmissão e distribuição.

Tarifa Média Receita total das vendas dividida pelo total de Megawatt-hora (MWh) vendido no período respectivo.

Transmissão Sistema de linhas de alta tensão que transporta energia elétri ca a longas distâncias com nível de tensão igual ou superior a 69 kV, interligando Subestações.

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TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição.

TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão.

Usina Hidroelétrica ou UHE Unidade geradora que transforma energia potencial da água acumulada no reservatório em eletricidade.

Usina Termoelétrica ou UTE Unidade de geração que utiliza a energia térmica proveniente da queima de combustível, tais como: carvão, óleo, gás natural, diesel e outro hidrocarbono como fonte de energia para impulsionar o gerador de eletricidade.

Valor Anual de Referência A média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica de novos empreendimentos nos leilões da ANEEL para o Ambiente de Contratação Regulada – ACR com 5 (cinco) e 3 (três) anos de antecedência, calcul ado para o conjunto de todas as distribuidoras do País.

VBC Energia VBC Energia S.A..

Volt A unidade básica de tensão de energia elétrica.

Watt A unidade básica de potência de energia elétri ca.

521 Participações 521 Participações S.A..

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INFORMAÇÕES SOBRE A OFERTA COMPOSIÇÃO ATUAL DO CAPITAL SOCIAL Conforme ata da Assembléia Geral Extraordinária realizada em 13 de agosto de 2004, a composição de nosso capital social é a seguinte:

Subscrito/Integralizado (1)

Espécie e classe Q uantidade Valor (R$) (2)

Ordinárias 411.869.796 3.397.386.412,69 Total(1) 411.869.796 3.397.386.412,69 ________

(1) Todas as ações emitidas foram integralizadas. (2) As Ações Ordinárias não têm valor nominal. Assim sendo, o valor atribuído às ações acima corresponde ao valor do nosso capital social.

Após a conclusão da Ofert a Global, a composição de nosso capital social será a seguinte:

Subscrito/Integralizado Espécie e classe Quantidade Valor (R$) * Ordinárias 451.449.525 4.129.611.399,19 Total 451.449.525 4.129.611.399,19

* Calculado com base em um preço de emissão/venda por Ação Ordinária ofertadas na distribuição primária sem o exercício total das opções estimado em R$ 18,50, que é o ponto médio da faixa de preços indicada na capa deste Prospecto.

O quadro abaixo indica a quantidade de Ações Ordinárias detidas por acionistas da Companhia, na data deste Prospecto, e após a conclusão da Oferta Global:

Ações Ordinárias

Ações Ordinárias após a Oferta

Global(1) Acionistas Ações (%) Ações (%) VBC Energia S.A. * 182.722.929 44,36 179.135.381 39,68 521 Participações S.A. * 152.238.430 36,96 149.230.345 33,06 Bonaire Participações S.A. * 62.823.909 15,25 61.503.592 13,62 BNDES Participações S.A. 14.084.507 3,42 14.084.507 3,12 Conselheiros e diretores (em conjunto 27 pessoas) 21 ** 21 ** Mercado (free float) - - 47.495.679 10,52 Total 411.869.796 100,00 451.449.525 100,00 ________ * Acionista Vendedor. ** Representa participação inferior a 0,01%. (1) Considerando a subscrição total da quantidade inicial de Ações Ordinárias ofertadas na distribuição primária sem o exercício total das Opções.

CARACTERÍSTICAS E PRAZOS

Descri ção da Oferta Global

A Ofert a Global compreende, simultaneamente, a distribuição pública primári a de, inicialmente, 39.579.729 (trinta e nove milhões, quinhentas e set enta e nove mil, setecentas e vinte e nove) Ações Ordinárias dentro do limite de capit al autori zado previsto em nosso Est atuto Soci al, com a exclusão do direito de preferênci a de nossos atuais acionistas, nos termos da Lei das Sociedades por Ações e de nosso Estatuto Social, e a distribui ção pública secundári a de, inicialmente, 7.915.950 (sete milhões, novecentas e quinze mil, novecentas e cinqüenta) Ações Ordinári as, a serem realizadas simultaneamente no Brasil e no exterior, e coordenadas pelo Coordenador da Oferta Global.

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Do total das Ações Ordinárias objeto da Oferta Global, até [•] ([•]) Ações Ordinárias serão distribuídas no âmbito da Oferta Brasileira (“ Ações da Oferta Brasileira”) pelos Coordenadores da Oferta Brasileira, em conjunto com os Coordenadores Contrat ados e as Corretoras Consorci adas, em regime de garantia firme, não solidária, nos termos da Instrução CVM n.º 400, e até [•] ([•]) Ações Ordinárias serão distribuídas no âmbito da Oferta Internacional, na forma de ADSs, pelos Coordenadores da Oferta Internacional, em regime de garantia firme, não solidária. Cada ADS corresponde a 3 (três) Ações Ordinári as.

Poderá haver realocação de Ações Ordinárias entre a Oferta Brasileira e a Oferta Internacional em função da demanda veri fi cada no Brasil e no exterior durante o curso da presente Oferta Global, na forma do previsto no contrato de intersindicalização, a ser celebrado entre os Coordenadores da Oferta Int ernacional e os Coordenadores da Ofert a Brasileira (“ Intersyndicate Agreement”).

A Companhia e os Acionistas Vendedores concederão ao Coordenador Líder uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da Oferta Brasileira, para a aquisição de um lote suplementar de Ações equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das Ações Ordinárias inicialmente ofertadas no âmbito da Ofert a Brasileira (“ Ações Adicionais”). Adicionalmente, a Companhia e os Acionistas Vendedores concederão ao Coordenador Global uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da Ofert a Internacional, para a aquisição de um lote suplementar de Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs, equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das ADSs inicialmente ofertadas no âmbito da Oferta Internacional (“ ADSs Adicionais”). Estas opções serão destinadas exclusivamente a atender a um eventual excesso de demanda que vier a ser constatado no decorrer da Oferta Global e poderão ser exercidas no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data do prospecto definitivo relativo à Ofert a Brasileira, nas mesmas condições e preço das Ações Ordinárias e ADSs inicialmente ofertados (“ Opções”).

Sem prejuízo do exercício das Opções, a quantidade de Ações Ordinárias inicialmente ofertadas, excluídas as Ações Adicionais e ADSs Adicionais, poderá, a nosso critério, no que diz respeito à distribuição primária e a critério dos Acionistas Vendedores, no que diz respeito à distribuição secundári a, ser aumentada em at é 20% (vinte por cento) do total das Ações Ordinárias objeto da Oferta Global, conforme dispõe o artigo 14, parágrafo 2º da Instrução CVM n.º 400.

Quantidade, Valor, Classe e Espécie dos Valores Mobiliários

Na hipótese de não haver exercício das Opções:

Espécie e classe

Q uantidade

Preço de distribuição

por ação (R$) * Montante

(R$) Recursos líquidos

(R$) Ord. Dist. Primária 39.579.729 18,50 732.224.986,50 [•] Ord. VBC Energia S.A. 3.587.548 18,50 66.369.638,00 [•] Ord. 521 Participações S.A. 3.008.085 18,50 55.649.572,50 [•] Ord. Bonaire Part. S.A. 1.320.317 18,50 24.425.864,50 [•] Total 47.495.679 878.670.061,50 [•] * Calculado com base em um preço de emissão/venda por Ação Ordinária estimado em R$ 18,50, que é o ponto médio da faixa de preços indicada na capa deste Prospecto.

Na hipótese de haver exercí cio integral das Opções:

Espécie e classe

Q uantidade

Preço de distribuição

por ação (R$) * Montante

(R$) Recursos líquidos

(R$) Ord. Dist. Primária 45.516.687 18,50 842.058.709,50 [•] Ord. VBC Energia S.A. 4.125.680 18,50 76.325.080,00 [•] Ord. 521 Participações S.A. 3.459.297 18,50 63.996.994,50 [•] Ord. Bonaire Part. S.A. 1.518.364 18,50 28.089.734,00 [•] Total 54.620.028 1.010.470.518,00 [•] * Calculado com base em um preço de emissão/venda por Ação Ordinária estimado em R$ 18,50, que é o ponto médio da faixa de preços indicada na capa deste Prospecto.

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Preço de Emissão/Venda

No contexto da Oferta Brasileira, estima-se que o preço de emissão/venda por Ação Ordinária (“Preço por Ação”) estará situado entre R$17,00 e R$20,00, podendo, no entanto, ser eventualmente fixado fora desta faixa. O Preço por Ação será fixado após a conclusão do procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding), a ser conduzido no Brasil pelos Coordenadores da Oferta Brasileira, em conformidade com o artigo 44 da Instrução CVM nº 400, e no exterior pelos Coordenadores da Oferta Internacional, em ambos os casos tendo como parâmetro o preço de mercado verificado para as Ações Ordinárias, em consonância com o disposto no artigo 170, parágrafo 1º, inciso III da Lei das Sociedades por Ações e no exterior pelo Coordenador Global. O Preço por Ação será aprovado por nosso Conselho de Administração antes da concessão do registro da Oferta Brasileira pela CVM. A Companhia e os Acionistas Vendedores reservam-se o direito de desistir de concluir a Oferta Global caso o Preço por Ação eventualmente verificado após a conclusão do procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding) seja inferior ao piso da faixa indicativa do Preço por Ação prevista neste Prospecto. No momento da fixação do Preço por Ação será admitido um aumento ou desconto sobre os valores da faixa de preço acima indicada em função das condições de mercado apuradas no procedimento de colet a de intenções de investimento (bookbuilding). A escolha do critério de preço de mercado para a determinação do Preço por Ação é devidamente justificada, tendo em vista que as Ações Ordinárias serão distribuídas por meio de distribuição pública primária e secundária, em que o valor de mercado das Ações Ordinárias a serem emitidas/vendidas será aferido com a realização do procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding), o qual refletirá o valor pelo qual os investidores apresentarão suas intenções de compra das Ações Ordinárias no contexto da Oferta Global. Os Investidores Não-Institucionais que aderirem à Oferta de Varejo (conforme definido em Público Alvo da Oferta Brasileira) não participarão do procedimento de coleta de intenções (bookbuilding) e, portanto, do processo de determinação do Preço por Ação.

Preço (1) (R$)

Comissões (2) (R$)

Recursos líquidos para o emissor (2) (R$)

Recursos líquidos para o vendedor(2)

(R$) Por Ação Ordinária 18,50 [•] [•] [•] Por ADS 55,50 [•] [•] [•] ________ (1) Calculado com base em um preço de emissão/venda por Ação Ordinária estimado em R$ 18,50, que é o ponto médio da faixa de preços indicada na capa deste Prospecto. (2) Considerando o exercício integral da quantidade de Ações Adicionais e sem a dedução das despesas incorridas por nós e pelos Acionistas Vendedores e sem levar em conta o exercício das Opções. Custos de Distribuição Os custos de distribuição da Oferta Global serão divididos entre nós e os Acionistas Vendedores. Abaixo segue descri ção dos custos relativos à Oferta Global:

Comissões e Taxa

Valor (R$)

% em Relação ao Valor Total da Oferta Internacional

Comissão de Coordenação Comissão de Colocação Comissão de Garantia Firme de Subscrição / Aquisição

Comissão de Originação Total Comissões Despesas de Registro e Listagem da Oferta Brasileira

165.740,00

Despesas de Registro e Listagem da Oferta Internacional

Outras Despesas (1) Total (2) ________ (1) Custos estimados com advogados, consultores e publicidade da Oferta Global. (2) Sem levar em consideração o exercício das Opções.

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Aprovações Societárias A autorização para realização do aumento de capital da Companhia, a realização da distribuição primária da Ofert a Global e a det erminação da quantidade de Ações Ordinárias a serem emitidas foram aprovadas em reunião de nosso Conselho de Administração realizada em 02 de setembro de 2004. O aumento de capital e a correspondente fixação do Preço por Ação serão aprovados por nosso Conselho de Administração antes da concessão do registro da Oferta Brasileira pela CVM. Os termos e condições da Oferta Global foram aprovados pelos competentes órgãos societários dos Acionistas Vendedores. Reserva de Capital A totalidade do valor de emissão das Ações Ordinárias objeto da distribuição pública primária da Oferta Global será alocada à conta de capital social. Público Alvo da Oferta Brasileira As Instituições Participantes da Oferta Brasileira realizarão a distribuição das Ações da Oferta Brasileira, nos termos da Instrução CVM n.º 400, e conforme previsto no Contrato de Distribuição, por meio de duas ofertas distintas, quais sejam, a ofert a de varejo (“ Oferta de Varejo”) e a oferta institucional (“ Ofert a Institucional”). A Ofert a de Varejo será realizada junto a investidores pessoas físicas e jurídicas residentes e domiciliados no Brasil que não sejam considerados investidores institucionais, bem como junto aos diretores estatutários da Companhia e de suas subsidiárias (“ Diretores”), empregados da Companhia e de suas subsidiárias (“ Empregados”), e clubes de investimento (em conjunto, “Investidores Não-Institucionais”), que realizem solicitação de reserva mediante o preenchimento de formulário especí fi co (“ Pedido de Reserva”), destinado à aquisição de Ações da Oferta Brasileira, nas condições descritas abaixo em “ Cronograma e Procedimentos da Ofert a Brasileira”. A Oferta Institucional será realizada junto a fundos e clubes de investimento, carteiras administradas, fundos de pensão, entidades administradoras de recursos de terceiros regitradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central do Brasil, condomínios destinados à aplicação em carteira de títulos e valores mobiliários registrados na CVM e/ou BOVESPA, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização, pessoas jurídicas não financei ras com patrimônio líquido superior a R$5,0 milhões, e investidores residentes no exterior que invistam no Brasil segundo as normas da Resolução n.º 2.689, de 26 de janeiro de 2000, do Conselho Monetário Nacional e da Instrução CVM n.º 325, de 27 de janeiro de 2000 (“ Investidores Institucionais”). Cronograma e Procedimentos da Oferta Brasileira Cronograma da Oferta Brasileira Expectativa do cronograma para a Ofert a Brasileira: Publicação do Aviso ao Mercado 06 de setembro de 2004. Início do Road Show: 07 de setembro de 2004. Publicação do Anúncio de Início: 29 de setembro de 2004. Início da negociação das Ações Ordinárias na BOVESPA: 29 de setembro de 2004. Encerramento e entrega das Ações Ordinárias: 04 de outubro de 2004. Procedimentos da Oferta Brasileira Após a concessão do competente registro pela CVM, a distribuição pública da Ofert a Brasileira será efetuada pelas Instituições Participantes da Oferta Brasileira, em mercado de balcão não-organizado, nos termos previstos no artigo 21 da Instrução CVM n.º 400 e atendendo ao esforço de dispersão acionária previsto no Regulamento de Listagem do Novo Mercado, observado o disposto abaixo. Será concedido aos Investidores Não-Institucionais o prazo de 9 (nove) dias úteis, a ser iniciado em 14 de setembro de 2004 e encerrado em 24 de setembro de 2004, inclusive, o qual poderá ser estendido a critério dos Coordenadores da Oferta Brasileira ("Período de Reserva"), para a realização de Pedido de Reserva nas condições descritas abaixo. Os Investidores Não-Institucionais que sejam (i) controladores ou administradores da Companhia e de suas subsidiárias, (ii) controladores ou administradores das Instituições Participantes da Ofert a Brasileira, e (iii) outras pessoas vinculadas à Oferta Brasileira, bem como os cônjuges ou companheiros, ascendentes, descendentes e colaterais até o segundo grau de cada uma das pessoas referidas nos itens (i), (ii) ou (iii) ("Investidores Vinculados à Oferta") deverão realizar seus Pedidos de Reserva, necessariamente, no período de 14 de setembro de 2004 a 17 de setembro de 2004. Em nenhuma hipótese o

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período de reserva destinado aos Investidores Vinculados à Oferta encerrar-se-á em data posterior à dat a que for 7 (sete) dias úteis anterior ao fechamento do procedimento de coleta de intenções de investimento. Os Investidores Não-Institucionais deverão realizar os seus Pedidos de Reserva junto às dependências dos Coordenadores da Oferta Brasileira ou de quaisquer das Corretoras Consorciadas, indicadas abaixo, em “Informações Adicionais” (“Instituições Habilitadas”). Cada Investidor Não-Institucional poderá efetuar Pedido de Reserva junto a uma única Instituição Habilitada. Os Investidores Não-Institucionais interessados na efetivação de reservas no decorrer do Período de Reserva deverão ler cuidadosamente os termos e condições estipulados nos Pedidos de Reserva, especialmente no que diz respeito aos procedimentos relativos à liquidação da Oferta Brasileira. A quantidade de 20% (vinte por cento) do total de Ações da Oferta Global será destinada prioritariamente a investidores não-institucionais no Brasil e no exterior, na proporção da alocação veri ficada na Oferta Brasileira e na Ofert a Internacional, respectivamente, sendo que no mínimo 5% (cinco por cento) do total das Ações da Oferta Global será destinado prioritariamente aos Investidores Não-Institucionais, no Brasil, que aderirem à Ofert a de Varejo. Do montante de Ações objeto da Oferta de Varejo, a quantidade equivalente a até 1% (um por cento) do total de Ações da Oferta Global deverá ser prioritariamente alocada aos Diretores e Empregados, sendo que as Instituições Habilitadas deverão priorizar o atendimento aos Pedidos de Reserva realizados por Diretores e Empregados. Os Pedidos de Reserva deverão ser realizados pelos Investidores Não-Institucionais, observada a condição de eficácia indicada no item (a) abaixo, de maneira irrevogável e irretrat ável, exceto pelo disposto no item (h) abaixo, nas seguintes condições:

(a) cada Investidor Não-Institucional deverá efetuar Pedido de Reserva junto a uma única Instituição Habilitada, dentro do Período de Reserva, sem necessidade de depósito antecipado do valor do investimento pretendido, observados o valor mínimo de investimento de R$ 1.000,00 (mil reais) e o valor máximo de R$ 300.000,00 (trezentos mil reais) por Investidor Não-Institucional, sendo que tais Investidores Não-Institucionais poderão estipular, no Pedido de Reserva, o preço máximo por Ação Ordinária como condição de eficácia de seu Pedido de Reserva, conforme previsto no páragrafo 3º do artigo 45 da Instrução CVM n.º 400;

(b) até as 16:00 horas do dia seguinte à data de publicação do Anúncio de Início, a quantidade de Ações da Oferta Brasileira adquiridas e o correspondente valor do investimento serão informados ao Investidor Não-Institucional pela Instituição Habilitada junto a qual este efetuou Pedido de Reserva, por meio de seu respectivo endereço eletrônico, ou, na sua ausência, por telefone ou correspondência, sendo o pagamento limitado ao valor do Pedido de Reserva e ressalvada a possibilidade de rateio, conforme previsto no item (g) abaixo;

(c) até as 10:30 horas da Data de Liquidação (conforme definido abaixo), cada Investidor Não-Institucional deverá efetuar o pagamento do valor indicado, conforme previsto no item (b) acima, junto à Instituição Habilitada na qual efetuar seu respectivo Pedido de Reserva, em recursos imediatamente disponíveis. Ressalvado o disposto no item (h) abaixo, não havendo pagamento pontual, o Pedido de Reserva será automaticamente cancelado pela Instituição Habilitada junto à qual o Pedido de Reserva for realizado;

(d) na Data de Liquidação, cada Instituição Habilitada junto a qual o Pedido de Reserva for realizado entregará a cada Investidor Não-Institucional que com ela tenha feito a reserva o número de Ações da Oferta Brasileira correspondente à relação entre o valor constante do Pedido de Reserva e o Preço por Ação;

(e) caso o total dos Pedidos de Reserva realizados por Diretores e Empregados exceda 1% (um por cento) das Ações da Oferta Global, será realizado rateio proporcional entre os Diretores e Empregados. Em nenhuma hipótese os Diretores e Empregados poderão adquiri r Ações acima do limite de 1% (um por cento) das Ações da Oferta Global;

(f) caso o total dos Pedidos de Reserva seja igual ou inferior ao montante de 20% (vinte por cento) do total de Ações da Ofert a Brasileira ou 5% (cinco por cento) do total das ações da Oferta Global, o que for maior, não haverá rateio, sendo integralmente atendidos todos os Pedidos de Reserva (observado o limite previsto no item (e) acima), e as Ações da Oferta Brasileira remanescentes serão destinadas aos Investidores Institucionais, nos termos descritos abaixo;

(g) caso o total dos Pedidos de Reserva seja superior a 20% (vinte por cento) do total de Ações da Ofert a Brasileira ou 5% (cinco por cento) do total das ações da Ofert a Global, o que for maior, será realizado rateio proporcional entre todos os Investidores Não-Institucionais que aderi rem à Oferta de Varejo (observado o limite previsto no item (e) acima), ou, opcionalmente, a critério dos Coordenadores da Oferta Brasileira e da Companhia, os pedidos excedentes poderão ser total ou parcialmente atendidos;

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(h) na hipótese exclusiva de ser verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo, que altere substancialmente o risco assumido pelo Investidor Não-Institucional, ou a sua decisão de investimento, poderá referido Investidor Não-Institucional desistir do Pedido de Reserva após o início do período de distribuição. Nesta hipótese, o respectivo Investidor Não-Institucional deverá informar sua decisão de desistência do Pedido de Reserva à Instituição Habilitada junto a qual o Pedido de Reserva for realizado, até o quinto dia útil após a data de publicação do Anúncio de Início. Caso o Investidor Não-Institucional não informe sua decisão de desistência do Pedido de Reserva dentro do prazo oferecido, deverá efetuar o pagamento do valor indicado, conforme previsto no item (b) acima; e

(i) na hipótese de não haver a conclusão da Oferta Global, ou na hipótese de resilição do Instrumento Particular de Contrato de Distribuição de Ações Ordinárias de Emissão da Companhia, a ser celebrado entre nós, os Acionistas Vendedores, os Coordenadores da Oferta Brasileira e a CBLC (“Contrato de Distribuição”) ou, ainda, em qualquer outra hipótese de devolução de Pedido de Reserva em função de expressa disposição legal, os Pedidos de Reserva serão automaticamente cancelados e as Instituições Habilitadas comunicarão ao Investidor Não-Institucional que com el e realizar Pedido de Reserva o cancel amento da Oferta Global, o que ocorrerá, inclusive, através de publicação de aviso ao mercado.

As Ações da Ofert a Brasileira, após o atendimento dos Pedidos de Reserva dos Investidores Não-Institucionais tal como descrito acima, serão destinadas à distribuição pública junto a Investidores Institucionais, contatados pelos Coordenadores da Oferta Brasileira e pelos Coordenadores Contratados, não tendo sido admitidas para os Investidores Institucionais reservas antecipadas e inexistindo valores mínimos ou máximos de investimento.

Caso o número de Ações da Ofert a Brasileira objeto de ordens recebidas de Investidores Institucionais durante o procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding) exceda o total de Ações da Ofert a Brasileira remanescentes, após o atendimento dos Pedidos de Reserva, terão prioridade no atendimento de suas respectivas ordens os Investidores Institucionais que, a nosso critério, e a critério dos Coordenadores da Oferta Brasileira responsáveis pelo procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding), melhor atendam o objetivo da Ofert a Brasileira, de criar uma base diversi ficada de acionistas formada por Investidores Institucionais com di ferentes critérios de avaliação sobre as perspectivas, ao longo do tempo, da Companhia, nosso setor de atuação e a conjuntura macroeconômica brasileira e internacional.

Os Investidores Institucionais deverão realizar a subscrição/ aquisição de Ações da Oferta Brasileira mediante o pagamento à vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição/aquisição.

A data de início da Oferta Global será divulgada mediante a publicação do Anúncio de Início, em conformidade com o previsto no parágrafo único do artigo 52 da Instrução CVM nº 400.

O prazo para a distribuição das Ações da Ofert a Brasileira é de at é 6 (seis) meses, contados a partir da data da publicação do Anúncio de Início (“ Prazo de Distribuição”). A liquidação financeira da subscrição/aquisição das Ações objeto da Oferta Brasileira será realizada no prazo de até 3 (três) dias úteis, contados a partir da data da publicação do Anúncio de Início (“ Data de Liquidação”).

Caso as Ações da Oferta Brasileira não tenham sido totalmente distribuídas até a Data de Liquidação, os Coordenadores da Oferta Brasileira realizarão a subscrição/ aquisição, ao final de t al prazo, do eventual saldo resultante da di ferença entre o número de Ações da Oferta Brasileira objeto da garantia firme por eles prestada e o número de Ações da Oferta Brasileira efetivamente distribuídas, observado o limite da garantia firme de distribuição prestada individualmente por cada Coordenador da Oferta Brasileira, pelo Preço por Ação, que será também o preço de revenda no caso do exercí cio da garantia fi rme e posterior distribuição junto ao público pelos Coordenadores da Ofert a Brasileira, observado o Prazo de Distribuição.

O término da Oferta Global e seu resultado serão anunciados mediante a publicação de Anúncio de Encerramento de Distribuição Pública Primária e Secundária de Ações Ordinárias de Emissão da Companhia, em conformidade com o artigo 29 da Instrução CVM nº 400.

O investimento em ações representa um investimento de risco, posto que é um investimento em renda variável e, assim, os investidores que pretendam investir nas Ações Ordinárias estão sujeitos a diversos riscos, inclusive aqueles relacionados à volatilidade do mercado de capitais. Ainda assim, não há nunhuma classe ou categoria de investidor que esteja proibida por lei de adquirir as Ações. Veja a Seção “Fatores de Risco”.

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Contrato de Distribuição

Celebraremos, com os Acionistas Vendedores, os Coordenadores da Oferta Brasileira e a CBLC (como interveniente-anuente), o Contrato de Distribuição. De acordo com os termos do Contrato de Distribuição, os Coordenadores da Oferta Brasileira concordaram em distribuir, inicialmente, em regime de garantia firme, de maneira não solidária, as quantidades de Ações Ordinárias indicadas na tabela abaixo:

Número de Ações

Coordenador Líder.................................................................. [•]

Pactual..................................................................................... [•]

Total ........................................................................................ [•]

Também celebraremos, com os Acionistas Vendedores e os Coordenadores da Oferta Internacional, o contrato de distribuição da Oferta Internacional (“ Underwriting Agreement”), segundo o qual os Coordenadores da Ofert a Internacional prestarão garantia firme, não solidária, de subscrição/aquisição de [•] Ações Ordinárias, sob a forma de [•] ADSs. Segue abaixo a quantidade inicial de Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs, que cada um dos Coordenadores da Oferta Internacional comprometer-se-á a distribuir:

Número de Ações

Coordenador Global................................................................ [•]

Pactual Capital Corporation.................................................... [•]

Total ........................................................................................ [•]

O Contrato de Distribuição e o Underwriting Agreement estabelecem que a obrigação dos Coordenadores da Ofert a Brasileira e dos Coordenadores da Oferta Internacional de efetuar o pagamento pelas Ações Ordinárias está sujeita a determinadas condições, como a entrega de opiniões legais por seus assessores jurídicos. As Ações Ordinári as serão ofertadas pelas Instituições Participantes da Oferta Brasileira e pelos Coordenadores da Oferta Int ernacional e seus agentes pelo Preço por Ação.

Os Coordenadores da Oferta Brasileira, em nome das Instituições Participantes da Ofert a Brasileira, e os Coordenadores da Oferta Internacional cel ebrarão o Intersyndicate Agreement, dispondo sobre a coordenação de suas atividades. De acordo com os termos do Intersyndicate Agreement, os Coordenadores da Oferta Internacional e os Coordenadores da Oferta Brasileira poderão comprar ou vender Ações Ordinári as entre si.

A liquidação da Oferta Brasileira é condicionada à liquidação da Oferta Internacional.

Restri ções à Negociação de Ações Ordinárias (Lock-up)

Nós e os Acionistas Vendedores concordamos que não iremos vender ou transferi r quaisquer Ações Ordinárias ou ADSs no prazo de 180 (cento e oitenta) dias a contar da data do Prospecto Definitivo sem o consentimento prévio por escrito do Coordenador da Ofert a Global. Especi ficamente, nós e os Acionistas Vendedores concordamos, sujeito a determinadas exceções, que não iremos, direta ou indiretamente:

• oferecer, empenhar, vender ou contrat ar a venda de quaisquer Ações Ordinárias ou ADSs;

• vender qualquer opção ou contrato para compra de quaisquer Ações Ordinári as ou ADSs;

• comprar qualquer opção ou contrato para venda de Ações Ordinárias ou ADSs;

• conceder qualquer opção, direito ou warrant para venda de Ações Ordinári as ou ADSs;

• emprestar ou dispor ou transferir de qualquer outra forma de quaisquer Ações Ordinári as ou ADSs;

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• solicitar ou requerer que nós arquivemos um pedido de registro relativo as Ações Ordinárias ou ADSs; ou

• celebrar qualquer instrumento de swap ou outros acordos que transferem a outra pessoa, no todo ou em parte, qualquer dos direitos patrimoniais relativos às Ações Ordinárias, independentemente de qualquer destas operações de swap serem efetivamente liquidadas mediante a entrega de ações, ADSs ou quaisquer outros valores mobiliários, em dinheiro, ou de outra forma.

Estas disposições de restrição de venda de ações aplicam-se a Ações Ordinári as, ADSs e a valores mobiliários conversíveis em, permutáveis por ou que admitam pagamento mediante entrega de, Ações Ordinárias ou ADSs.

Estabilização do Preço de Ações Ordinárias

O Coordenador Líder, por intermédio de sua corretora, poderá realizar atividades de estabilização do preço de Ações Ordinárias na BOVESPA. As atividades de estabilização poderão ser realizadas no prazo de até 30 (trinta) dias, contados da data do Prospecto Definitivo. Para tal fim, será celebrado contrato de prestação de serviços de estabilização de preço das Ações Ordinárias, conforme minuta a ser previamente aprovada pela CVM. Adicionalmente, o Coordenador da Oferta Global poderá realizar operações fora do Brasil para est abilizar ou manter o preço das Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs.

Especi ficamente, se os Coordenadores da Oferta Internacional criarem posições de venda a descoberto das ADSs em relação à Oferta, ou seja, se eles venderem mais ADSs do que a quantidade indicada na capa do Prospecto Definitivo, o Coordenador Global poderá reduzir tais posições de venda mediante a compra das ADSs. Adicionalmente, de modo a cobrir excesso de demanda ou estabilizar o preço das ADSs, o Coordenador Global poderá comprar ADSs no mercado. Por fim, o Coordenador da Oferta Global poderá recuperar a comissão de colocação de um Coordenador da Ofert a Internacional, no caso de o Coordenador Global ter de recomprar ADSs previamente distribuídos por tais coordenadores em operações de estabilização ou para cobrir posições de venda.

As atividades de estabilização de preço das Ações Ordinári as e ADSs serão exercidas ao exclusivo critério do Coordenador Líder ou do Coordenador Global, respectivamente. Além disso, nem nós nem os Acionistas Vendedores podemos prever o alcance dos efeitos das operações de estabilização sobre o preço das Ações Ordinárias e ADSs.

Direitos, Vantagens e Restrições de Ações Ordinárias

As Ações Ordinárias conferem a seus titulares:

(a) direito de voto nas deliberações das assembléias gerais da Companhia, sendo que cada Ação corresponderá a um voto;

(b) direito ao recebimento de dividendo anual de, no mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido ajustado na forma do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações; e

(c) direito a serem incluídas em oferta pública de aquisição de ações (tag-along) em decorrência da alienação de controle da Companhia, a 100% (cem por cento) do preço pago por ação ordinária do bloco de controle.

Adicionalmente, as Ações Ordinárias farão jus a todos os demais benefícios a elas assegurados inclusive ao recebimento integral de dividendos e demais proventos de qualquer natureza que vierem a ser distribuídos a partir da data de sua subscrição/aquisição, nos termos do previsto na Lei das Sociedades por Ações, no Regulamento de Listagem do Novo Mercado e em nosso Estatuto Social. Veja Seção “ Descrição do Capital Social”.

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Admissão à Negociação de Ações Ordinárias

Anteriormente à presente Ofert a Global, não havia mercado de bolsa para as Ações Ordinári as. As Ações Ordinárias foram admitidas à listagem na BOVESPA sob o símbolo “CPFE3” e na NYSE, na forma de ADSs, sob o símbolo “CPL”. Para maiores informações sobre a negociação das Ações Ordinárias na BOVESPA, consulte uma sociedade corretora de valores mobiliários autorizada a operar na BOVESPA.

Alteração das Circunstâncias, Revogação ou Modificação

Nós e os Acionistas Vendedores, em conjunto, poderemos requerer que a CVM nos autorize a modificar ou cancelar a Oferta Brasileira, caso ocorram alterações posteriores, materiais e inesperadas nas circunstâncias inerentes à Ofert a Brasileira existentes na data do pedido de registro de distribuição, que resulte em um aumento relevante nos riscos por nós assumidos. Adicionalmente, nós e os Acionistas Vendedores poderemos modificar, a qualquer tempo, a Oferta Brasileira, a fim de melhorar seus termos e condições para os investidores, conforme disposto no parágrafo 3o do artigo 25 da Instrução CVM n.º 400. Caso o requerimento de modificação nas condições da Oferta Brasileira seja aceito pela CVM, o prazo para distribuição da Oferta Brasileira poderá ser adiado em até 90 (noventa) dias, contados da aprovação do pedido de registro. Se a Oferta Brasileira for cancelada, os atos de aceitação anteriores e posteriores ao cancelamento serão considerados ineficazes.

A revogação da Oferta Brasileira ou qualquer modi ficação na Oferta Brasileira será imediatamente divulgada por meio do jornal Valor Econômico, veículo também usado para divulgação do Aviso ao Mercado e do Anúncio de Início, conforme disposto no artigo 27 da Instrução CVM n.º 400 (“ Anúncio de Retificação”). Após a publicação do Anúncio de Retificação, os Coordenadores da Oferta Brasileira só aceitarão ordens no procedimento de coleta de intenções de investimento (bookbuilding) e Pedidos de Reserva daqueles investidores que indicarem em campo especí fico estarem cientes dos termos do Anúncio de Retificação. Os investidores que já tiverem aderido à Oferta Brasileira serão considerados cientes dos termos do Anúncio de Retificação quando, passados 5 (cinco) dias úteis de sua publicação, não revogarem expressamente suas ordens no procedimento de col eta de intenções de investimento (bookbuilding) ou Pedidos de Reserva. Nesta hipótese, as Instituições Participantes da Oferta Brasileira presumirão que os investidores pretendem manter a declaração de aceitação.

Em qualquer hipótese a revogação torna inefi cazes a Oferta Global e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo ser restituídos integralmente aos investidores aceitantes os valores dados em contrapartida às Ações Ordinárias, sem qualquer acréscimo, conforme disposto no artigo 26 da Instrução CVM n.º 400, sendo permitida a dedução do valor relativo à CPMF.

Relacionamento entre a Companhia, os Acionistas Vendedores e os Coordenadores da Oferta Brasileira

O Coordenador Líder e o Coordenador Global e algumas de suas coligadas mantêm relações comerciais conosco ou com sociedades de nosso grupo e prestaram, e, no futuro, poderão prest ar, serviços de investment banking, consultoria financeira e outros serviços para nós, ou sociedades de nosso grupo, pelos quais receberam ou pretendem receber comissões.

O Pactual e algumas de suas coligadas mantêm rel ações comerciais conosco ou com sociedades de nosso grupo e prestaram, e, no futuro, poderão prestar, serviços de investment banking, consultoria financeira e outros serviços para nós, ou sociedades de nosso grupo, pelos quais receberam ou pretendem receber comissões.

Instituição Financeira Depositária das Ações Ordinárias

A instituição financeira contratada para prestação de serviços de escrituração das Ações Ordinárias é o Banco Bradesco S.A..

Instituição Custodiante das Ações Ordinárias

A instituição contratada para prestação de serviços de custódia das Ações Ordinári as é a CBLC.

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Instituição Financeira Custodiante das Ações Ordinárias Subjacentes às ADSs

A instituição financeira contratada para prestação de serviços de custódia das Ações Ordinárias subjacentes às ADSs é o Banco Bradesco S.A..

Instituição Financeira Depositária das ADSs

A instituição financei ra contratada para prestação de serviços de depositária das ADSs é o The Bank of New York.

INFORMAÇÕES ADICIONAIS

Mantemos registro de companhia aberta junto à CVM e as informações referentes ao referido registro encontram-se atualizadas.

Os Coordenadores da Oferta Brasileira recomendam aos investidores, antes de tomar qualquer decisão de investimento relativa à Oferta Brasileira, a consulta a este Prospecto, que estará à disposição dos interessados a partir de 06 de setembro de 2004, nos endereços das Instituições Participantes da Oferta Brasileira mencionadas abaixo. A leitura deste Prospecto possibilita aos investidores uma análise detalhada dos termos e condições da Oferta Global e, mais especificamente, da Oferta Brasileira, e dos riscos a elas inerentes.

Para a obtenção de maiores informações sobre a Oferta Brasileira, os investidores interessados deverão contatar quaisquer das Instituições Participantes da Oferta Brasileira, nos endereços indicados abaixo:

Coordenadores da Oferta Brasileira Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A. Av. Paulista, n.o 37, 3º andar São Paulo – SP

Banco Pactual S.A. Av. República do Chile, n.º 230, 28º e 29º andares Rio de Janeiro – RJ

Av. Brigadeiro Faria Lima, n.º 3.729, 6º andar São Paulo – SP

Coordenadores Contratados

Banco Bradesco S.A. Av. Paulista, n.o 1.450, 3o andar São Paulo – SP BES Investimento do Brasil S.A. Av. Brigadeiro Faria Lima, n.º 3.729, 8º andar São Paulo – SP BB Banco de Investimento S.A. Rual Lélio Gama, n.o 105, 28o andar Rio de Janeiro – RJ

Corretoras Consorciadas

Dependências das Corretoras Consorciadas indicadas no Aviso ao Mercado.

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DECLARAÇÃO DA COMPANHIA, DOS ACIONISTAS VENDEDORES E DO COORDENADOR LÍDER

Considerando que:

(a) nós, os Acionistas Vendedores e o Coordenador Líder constituímos assessores legais para nos auxiliar na implementação da Oferta Global;

(b) para tanto, foi efetuada due diligence na Companhia e em suas subsidiárias, iniciada em 13 de abril de 2004, sendo que a due diligence prosseguirá até a data de divulgação do Prospecto Definitivo;

(c) foram disponibilizados pela Companhia e pelos Acionistas Vendedores os documentos que estes consideraram materialmente relevantes para a Oferta Global;

(d) além dos documentos acima mencionados, foram solicitados pelo Coordenador Líder documentos e informações adicionais relativos à Companhia;

(e) segundo informado pela Companhia, foram disponibilizados pela Companhia e pelos Acionistas Vendedores, para análise do Coordenador Líder e seus assessores legais, todos os documentos, bem como foram prestadas todas as informações, consideradas relevantes sobre os negócios da Companhia e de suas subsidiárias para permitir aos investidores a tomada de decisão fundamentada sobre a Oferta Global;

nós, os Acionistas Vendedores e o Coordenador Líder declaramos que o Prospecto Definitivo conterá, na data de início da Oferta Global, as informações rel evantes necessári as ao conhecimento pelos investidores da oferta, dos valores mobiliários a serem ofertados, da Companhia, nossas atividades, situação econômico-financei ra, os riscos inerentes a nossa atividade e quaisquer outras informações relevantes e será elaborado de acordo com as normas pertinentes.

Esta declaração e a extensão da responsabilidade que será incorrida pelo Coordenador Líder, resultante desta declaração, é limitada pela assunção de que o Coordenador Líder recebeu toda informação solicitada a nossa Companhia e aos Acionistas Vendedores durante a due diligence, de modo a tornar esta decl aração verdadei ra e corret a.

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CONSIDERAÇÕES SOBRE ESTIMATIVAS E DECLARAÇÕES FUTURAS

Este Prospecto inclui estimativas e declarações futuras, principalmente na Seção “Sumário”, “Fatores de Risco”, “Discussão e Análise da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações”, “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro” e “ Atividades da Companhia”. Nossas estimativas e declarações futuras têm por embasamento, em grande parte, expectativas atuais e projeções sobre eventos futuros e tendências financeiras que afetam ou podem afetar os nossos negócios. Muitos fatores importantes, além dos fatores discutidos neste Prospecto, podem impactar adversamente os resultados de nossa Companhia tais como previstos em nossas estimativas e declarações futuras. Tais fatores incluem, entre outros, os seguintes:

• A conjuntura econômica, política, demográfica e de negócios no País;

• Interrupções do fornecimento de energia elétrica;

• Nossa falha em gerar energia elétrica em virtude de escassez de recursos hídricos e interrupções do sistema de transmissão, problemas operacionais e técnicos ou danos físicos nas nossas instalações;

• Alterações das tarifas de energia elétrica;

• Interrupção ou perturbação potenciais em nossos serviços;

• Inflação, valorização e desvalorização do Real;

• A extinção antecipada das nossas concessões pelo Poder Concedente;

• Aumento da concorrência no setor elétrico brasileiro;

• Nossa habilidade em implementar nosso plano de investimentos, incluindo nossa habilidade em obter financiamento quando necessário e em condições razoáveis;

• Alterações na demanda de energia elétrica por consumidores;

• Regulamentos governamentais atuais e futuros relativos ao setor elétrico; e

• Outros fatores de risco apresentados na Seção “Fatores de Risco”, que começa na página 43.

As palavras “ acredita”, “ pode”, “poderá”, “ visa”, “ estima”, “ continua”, “ antecipa”, “ pretende”, “ espera” e outras palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e projeções. As considerações sobre estimativas e declarações futuras incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégi a, 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 projeções referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que não assumimos a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da ocorrênci a de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e incertezas aqui descritos, as estimativas e declarações futuras constantes neste Prospecto podem não vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de investimento com base nas estimativas, projeções e declarações futuras contidas neste Prospecto.

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APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

As demonstrações financeiras auditadas em 31 de dezembro de 2003 e 2002 e para os três exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2003, e as demonstrações financeiras não auditadas em 30 de junho de 2004 e para os períodos de seis meses findos em 30 de junho de 2004 e 2003, incluídas no presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros. Na elaboração das demonstrações financei ras utilizadas neste Prospecto, efetuamos determinadas recl assi ficações e adaptações com o objetivo de aproximá-l as às práticas de divulgação determinadas pelos Princípios Contábeis Norte-Americanos. Como resultado, as demonstrações anexas a este Prospecto não são idênticas as nossas demonstrações financeiras elaboradas de acordo com a legislação societária e Informações Trimestrais (também anexas a este Prospecto). A nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras auditadas descreve as principais diferenças entre os Princípios Contábeis Brasileiros e o GAAP dos Estados Unidos, na medida em que forem relacionados a nossa Companhia, e reconcilia o lucro (prejuízo) líquido e patrimônio líquido ao GAAP dos Estados Unidos.

Apresentação Combinada dos Exercícios Sociais encerrados anteriormente a nossa Reestruturação de 2002

Em agosto de 2002, concluímos uma transação pela qual adquirimos de nossos acionistas controladores nossas atuais participações no capital de nossas principais subsidiárias. Antes desta data, nossos principais acionistas separadamente compartilhavam direta e indiretamente o controle da CPFL Paulista (e, por meio da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) e da CPFL Geração. Em dezembro de 1999 e outubro de 2001, nossos acionistas controladores executaram acordos de acionistas relativos a CPFL Paulista e a CPFL Geração, respectivamente, para estabelecer formalmente as bases do controle sobre a CPFL Paulista e CPFL Geração. Em março de 2002, nossos acionistas celebraram um acordo de acionistas em relação a nossa Companhia que estabeleceu as bases para o controle sobre todos os investimentos de nossos acionistas controladores no setor elétrico brasileiro. Para todos os períodos anteriores à reestruturação, CPFL Energia, CPFL Paulista e CPFL Geração estiveram sob a administração conjunta dos acionistas controladores. Em agosto de 2002, nossos acionistas contribuíram suas participações na CPFL Paulista e na CPFL Geração para nossa Companhia. Portanto, consideramos a CPFL Paulista e a CPFL Geração como nossas predecessoras.

Nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas são apresentadas em bases combinadas para períodos anteriores à nossa reestruturação. Isso significa que incluímos a CPFL Paulista e a CPFL Geração nas nossas demonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 2002 e períodos anteriores, uma vez que estas companhias já estavam sob administração comum de nossos acionistas naqueles períodos e que, portanto, não são comparáveis com nossas demonstrações financeiras elaboradas de acordo com a legislação societária e nossas Informações Trimestrais.

Consolidação Proporcional de Certas Subsidiárias

Detemos 67,07% das ações da RGE, uma importante distribuidora, e a PSEG Americas Ltd., ou PSEG, detém indiretamente aproximadamente um terço do total das ações da RGE, com outros acionistas minoritários detendo menos de 1% das ações remanescentes. Nos termos do Acordo de Acionistas celebrado com a PSEG, a RGE é controlada conjuntamente pela PSEG e pela nossa Companhia, uma vez que certas decisões requerem voto unânime o que impede a nós e a PSEG, de agir unilateralmente. Dentre essas decisões estão incluídas a distribuição de dividendos, a eleição dos membros do conselho de administração, qualquer forma de restruturação de capital, redução de capital e o aumento do capital social autorizado. De acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros, contabilizamos a RGE utilizando o método de consolidação proporcional, ou seja, após a exclusão das transações realizadas entre empresas do mesmo grupo, incluímos em nossas demonstrações financeiras 67,07% de cada linha das demonstrações financeiras da RGE.

De acordo com o GAAP dos Estados Unidos, seríamos obrigados a contabilizar a RGE segundo o método da equivalênci a patrimonial, ou seja, após a exclusão das transações realizadas entre as empresas do mesmo grupo, incluiríamos 67,07% de seu lucro líquido em uma única linha de nossa demonstração do resultado, e 67,07% de seu patrimônio líquido em uma única linha de nosso balanço patrimonial. A diferença na forma de apresentação não afetaria nosso lucro líquido ou nosso patrimônio líquido. Veja nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas. No entanto, caso efetuássemos a contabilização da RGE em conformidade com o método de equivalência patrimonial de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros, apresentaríamos receitas operacionais e fluxos de caixa menores.

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Adquirimos a RGE em julho de 2001. De acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros, essa aquisição foi registrada pelo valor contábil e a diferença entre o valor contábil dos ativos líquidos da RGE e o preço de aquisição foi registrada como ágio. De acordo com o GAAP dos Estados Unidos, a aquisição da RGE foi contabilizada como uma compra. Nós incluímos neste Prospecto demonstrações financeiras separadas para a RGE, incluindo as demonstrações financeiras auditadas dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2003, 2002 e 2001.

Também contabilizamos quatro empresas de geração detidas por nossas subsidiárias, e que estão em construção, utilizando o método de consolidação proporcional. Nossas participações nestas subsidiárias incluem 65% da CERAN, uma participação indireta de 40% no Consórcio Foz do Chapecó, 48,72% da ENERCAN, e 25,01% da BAESA. Veja nota explicativa n.º 2 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.

Aquisição da CPFL Piratininga em 2001

Até setembro de 2001, nossa subsidiária CPFL Paulista detinha uma participação de 42,44% no capital social da Bandeirante Energia. Após diversas operações realizadas em 2001, a Bandeirante Energia foi cindida em duas companhias – Bandeirant e Energia e CPFL Piratininga – e, após realizar uma permuta de ações, a CPFL Paulista passou a deter uma participação de 96,48% no capital social da CPFL Piratininga. Em agosto de 2002, aumentamos nossa participação na CPFL Piratininga para 97,41%. Como conseqüência, nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas refletem a consolidação integral da CPFL Piratininga, a partir de outubro de 2001 e, antes desta data, refl etem a consolidação proporcional da Bandeirante Energi a. Tal como a aquisição da RGE, a aquisição da CPFL Piratininga foi contabilizada pelo seu valor contábil, nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros, e como uma compra nos termos do GAAP dos Estados Unidos. Veja nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.

Aquisição da Semesa em 2001

Em 26 de dezembro de 2001, adquirimos da VBC Energia, um de nossos acionistas controladores, uma participação de 100% na Semesa. O principal ativo da Semesa é a usina hidroelétrica de Serra da Mesa, localizada no Rio Tocantins, Estado de Goiás, com uma Capacidade Instalada de 1.275MW, da qual nós detemos o direito de comprar 51,54% da Energia Assegurada. A ANEEL aprovou a transferência das ações da Semesa para nossa Companhia em 21 de dezembro de 2001. Como conseqüência, nossas demonstrações financei ras consolidadas e auditadas refletem a consolidação integral da Semesa a partir de dezembro de 2001. Assim como nos casos da RGE e da CPFL Piratininga, a aquisição da Semesa foi contabilizada pelo seu valor contábil, sob os Princípios Contábeis Brasileiros e como compra de acordo com o GAAP dos Estados Unidos. Veja nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.

Resumo das adaptações das demonstrações financeiras

As demonstrações financeiras utilizadas neste Prospecto foram objeto de ajustes e reclassificações com o objetivo de adaptá-las às práticas de divulgações norte americanas. Como resultado, as demonstrações financei ras anexas a este Prospecto não são idênticas as nossas demonstrações financeiras e as Informações Trimestrais, elaboradas e divulgadas de acordo com a legislação societ ária. O principal ajuste visa eliminar os efeitos do di ferimento das perdas com vari ação cambial apuradas com a atualização dos valores em reais das obrigações e dos recebíveis indexados em moeda estrangeira que ocorreram em 2001, porém outras modificações foram realizadas.

Diferimento das Perdas com Variação Cambial

As informações financeiras anexas foram ajustadas a partir das demonstrações financeiras originalmente publicadas no Brasil de modo a eliminar os efeitos do di ferimento das perdas com variação cambial apuradas com a atualização dos valores em reais das obrigações e dos recebíveis indexados em moeda estrangeira que ocorreram em 2001. Este di ferimento não é aceito de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais requerem que tais perdas sejam consideradas no resultado do exercício em que incorreram, entretanto estas perdas foram registradas pela CPFL Paulista e pela RGE em seus livros locais, conforme permitido pela

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Deliberação CVM n.º 404 de 27 de setembro de 2001. O montante diferido está sendo amortizado, em seus livros locais, de forma linear a partir do exercí cio de 2001, pelo prazo de 4 anos, limitado ao vencimento dos respectivos contratos. Estas informações financeiras não pretendem substituir as informações financeiras da Companhia para fins societários e regulatórios.

Um sumário das principais diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e as demonstrações financei ras societárias da Companhia rel ativas ao di ferimento das perdas com variação cambial é apresentado a seguir: Encargos diferidos Patrimônio Líquido Resultado

30/06/04 31/12/03 30/06/04 31/12/03 30/06/04 30/06/03

Demonstrações financeiras societárias – valores consolidados

3.956 9.897 3.397.387 3.397.387 124.826 (326.881)

Reversão da variação cambial diferida (3.956) (9.897) (3.194) (8.253) 5.059 9.546

Práticas contábeis adotadas no Brasil valores consolidados - - 3.394.193 3.389.134 129.885 (317.335)

Outras Adaptações às Demonstrações Financeiras Em adição aos ajustes relativos ao diferimento das perdas com variação cambial, foram efetuadas determinadas reclassi ficações e alterações na terminologia de forma a aproximar a apresentação das informações financeiras às práticas contábeis Norte-Americanas, quais sejam: a) Ativo Circulante – Em 30 de junho de 2004, foi reclassi ficado o montante de R$5,1 milhões da conta de

Devedores Diversos para a conta de Derivativos. b) Ativo Reali zável a Longo Prazo - Em 30 de junho de 2004 e 31 de dezembro de 2003, foi reclassi fi cado

o montante de R$0,9 milhão da conta de Títulos e Valores Mobiliários para a conta de Outros. Efetuamos ainda a reversão do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre o diferimento da variação cambial diferida, sendo R$0,6 milhão em 30 de junho de 2004 e R$1,2 milhão em 31 de dezembro de 2003.

c) Ativo Permanente - Foram efetuadas as seguintes recl assi ficações:

- Reclassi ficação da conta Bens de Renda para a conta do Imobilizado nos montantes de R$801,7 milhões em 30 de junho de 2004 e R$812,9 milhões em 31 de dezembro de 2003;

- Reclassi ficação da conta de Imobilizado para a conta de Obrigações Especi ais no montante de R$

571 milhões em 30 de junho de 2004, ainda no Imobilizado houve a reclassifi cação para a conta de Ágio no montante de R$ 2.013,2 milhões em 30 de junho de 2004 e R$ 2.052,2 milhões em 31 de dezembro de 2003; e

- Reclassi ficação da conta de Diferido para a conta Outros, nos montantes de R$82,1 milhões em 30

de junho de 2004 e R$102 milhões em 31 de dezembro de 2003. d) Passivo Circulante - Foram reclassificados os montantes de R$0,6 milhão em 30 de junho de 2004 e

R$24,7 milhões em 31 de dezembro de 2003 da conta de Encargos de Dívida para a conta de Derivativos. e) Exigível a Longo Prazo – Foram reclassi ficados os montantes de R$2,7 milhões em 30 de junho de

2004 e R$6,3 milhões em 31 de dezembro de 2003 da conta de Empréstimos e Financiamentos para a conta de Derivativos. Ainda neste grupo foi reclassi ficado o montant e de R$6,9 milhões em 30 de junho de 2004 e 31 de dezembro de 2003 da conta de Reserva de Capital (Patrimônio Líquido) e Recursos para futuro aumento de capital, respectivamente, para a conta de Outros.

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f) Participações Minoritárias – Foi efetuado o ajuste da variação cambial diferida, resultando alterações no valor do minoritário nos montantes de R$0,2 milhão em 30 de junho de 2004 e R$0,4 milhão em 31de dezembro de 2003.

g) Patrimônio Líquido – Em decorrência da inexistência de conta especí fica no formulário de apresentação

das ITRs, a conta de reserva de capital, nos saldos consolidados, compreende o valor de R$6,7 milhões em 30 de junho de 2004 , referent e a valores recebidos a título de adiantamento para futuro aumento de capital da controlada CPFL Paulista. Esse saldo foi reclassi ficado para o Exigível a longo prazo na demonstração adaptada.

h) Resultado - Temos as seguintes reclassificações:

- Despesas Operacionais – Foram reclassi ficados os montantes de R$17,9 milhões em 30 de junho de 2004 e R$33,4 milhões em 31 de dezembro 2003 da conta de Despesas Comerciais.

- Amorti zação de Ágio – Foram reclassi ficados os montantes de R$29,5 milhões em 30 de junho

2004 e R$167,2 milhões em 31 de dezembro de 2003 da conta de Despesas Financeiras, bem como a reclassi fi cação dos montantes de R$39,0 milhões em 30 de junho de 2004 da conta de Ágio Incorporado.

- Receitas Financeiras – Foram reclassi ficados os montantes de R$ 20,7 milhões em 30 de junho de

2004 e R$ 62,9 milhões para a conta de Despesas Financeiras, estes valores referem-se a atualização monetária e swap, que são demonstrados os efeitos líquidos.

- Imposto de Renda e Contribuição Social – Foi efetuado a reversão da realização do crédito fiscal

pela amortização da variação cambial diferida resultando no montante de R$0,6 milhão em 30 de junho de 2004 e R$2,1 milhões em 31 de dezembro de 2003.

- Participação de Acionistas Não Controladores – Foi efetuado o ajuste referente a reversão da

variação cambial resultando nos montantes de R$0,3 milhão em 30 de junho de 2004 e R$0,8 milhão em 31 de dezembro de 2003.

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IDENTIFICAÇÃO DE ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

1. Companhia CPFL Energia S.A.

Rua Ramos Batista, 444, 13º andar São Paulo, São Paulo Sr. José Antonio de Almeida Filippo (0xx19) 3756-8704

2. Coordenador Líder da Oferta Brasileira Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A. Av. Paulista, 37, 3º andar São Paulo, São Paulo (0xx11) 3175-4000 3. Coordenador da Oferta Global Merrill Lynch, Pierce, Fenner & Smith Incorporated 4 World Financial Center 10080, New York, New York (00xx1) 212 449-1000 4. Coordenador da Oferta Brasileira

Banco Pactual S.A. Av. República do Chile, 230, 28º e 29º andares Rio de Janeiro, Rio de Janeiro

(0xx21) 2514-9600 Av. Brigadeiro Faria Lima, 3.729, 6º andar São Paulo, São Paulo (0xx11) 3046-2000

5. Consultores Legais

5.1. Consultor da Companhia e dos Acionistas Vendedores para Direito Brasileiro Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447 São Paulo, São Paulo (0xx11) 3147-7600

5.2. Consultor da Companhia para Direito dos Estados Unidos da América Cleary, Gottlieb, Steen & Hamilton One Liberty Plaza Nova Iorque, Nova Iorque, Estados Unidos da América (00xx1) 212 225-2000

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5.3. Consultor dos Coordenadores da Oferta Brasileira para Direito Brasileiro Machado, Meyer, Sendacz e Opice Advogados Rua da Consolação, 247, 4º andar São Paulo, São Paulo (0xx11) 3150-7000

5.4. Consultor dos Coordenadores da Oferta Brasileira para Direito dos Estados Unidos da América

Simpson Thacher & Bartlett LLP 425 Lexington Avenue Nova Iorque, Nova Iorque, Estados Unidos da América (00xx1) 212 455-2000

6. Auditores 6.1. Auditores da Companhia e Subsidiárias Consolidadas

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes Rua Alexandre Dumas, 1.981 São Paulo, São Paulo

(0xx11) 5185-2444

6.2. Auditores da RGE PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes Rua Mostardeiro, 800, 8º e 9º andares Porto Alegre, Rio Grande do Sul (0xx51) 3378-1700

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INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA COMPANHIA Identi ficação CPFL Energia S.A., sociedade por ações inscrita no

CNPJ/MF sob n.º 02.429.144/0001-93, com seus atos constitutivos arquivados na Junta Comercial do Estado de São Paulo – JUCESP sob NIRE n.º 35.300.186.133.

Sede A sede da Companhia está localizada na Cidade de São

Paulo, Estado de São Paulo, Rua Ramos Batista, n.º 444, 13º andar.

Diretoria de Relações com Investidores A Diretoria de Relações com Investidores da

Companhia está localizada na Cidade de Campinas, Estado de São Paulo, na Rodovia Campinas – Mogi Mirim, km 2,5. O responsável por esta Diretoria é o Sr. José Antonio de Almeida Filippo. O telefone do departamento de relações com investidores da Companhia é (0xx19) 3756-6083, o fac-símile é (0xx19) 3756-6089 e o endereço de correio eletrônico é [email protected].

Auditores Independentes da Companhia Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. Títulos e Valores Mobiliários Emitidos A Companhia será registrada no segmento de Novo

Mercado da BOVESPA e terá suas ações negociadas sob o código “CPFE3”, observando-se que a Companhia integrará o Índice de Ações com Governança Corporativa Diferenciada – IGC da BOVESPA. Para maiores informações sobre os valores mobiliários emitidos, veja Seção “ Informações sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos”.

Jornais nos quais Divulga Informações As informações referentes à Companhia são divulgadas

no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal Valor Econômico.

Site na Internet www.cpfl.com.br. As informações contidas em nosso

site na Internet não fazem parte deste Prospecto. Atendimento aos Acionistas O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado

em qualquer agência do Banco Bradesco S.A., cuja sede está localizada na Cidade de Osasco, Estado de São Paulo, na Avenida Yara, s/nº - Prédio Amarelo Velho - 2º andar, Cidade de Deus. O responsável pelo Depart amento de Acionistas é o Sr. Carlos Alberto de Moraes. O telefone do departamento de acionistas do Banco Bradesco S.A. é (0xx11) 3684-4080/4522/5461, o fac-símile é (0xx11) 3684-2811.

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Informações Adicionais Quaisquer outras informações complementares sobre a Companhia e a Oferta Brasileira poderão ser obtidas junto (i) à Companhia, em sua sede soci al; (ii) ao Banco Merrill Lynch de Investimentos S.A., na Av. Paulista, 37, 3º andar, São Paulo, SP; (iii) ao Banco Pactual S.A., na Av. República do Chile, n.º 230, 28º e 29º andares, Rio de Janeiro, RJ ou na Av. Brigadeiro Faria Lima, 3.729, 6º andar, São Paulo, SP; (iv) à BOVESPA, na Rua XV de Novembro, 275, São Paulo, SP; e (v) à CVM - Comissão de Valores Mobiliários, na Rua 7 de Setembro, 111, 5º andar, Rio de Janeiro, RJ, ou na Rua Formosa, 367, 20º andar, São Paulo, SP.

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SUMÁRIO DO PROSPECTO Este sumário destaca informações relevantes sobre a nossa Companhia e sobre as ações ordinárias objeto desta Oferta. Ele pode não conter todas as informações que podem ser importantes para a decisão de investimentos do investidor. Antes de tomar uma decisão de investimento, o investidor deve ler cuidadosamente o Prospecto como um todo, para uma melhor compreensão de nossas atividades e da presente Oferta, incluindo as informações contidas na Seção “Fatores de Risco” e “Discussão e Análise da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações” e nas nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas e nossas demonstrações financeiras semestrais, objeto de revisão especial dos auditores independentes, e respectivas notas explicativas, também inclusas neste Prospecto.

Utilizamos os termos “Companhia” e “CPFL Energia” neste Prospecto para nos referirmos a CPFL Energia S.A. e suas subsidiárias. Algumas de nossas subsidiárias são consolidadas pelo método de consolidação proporcional, e quando apresentamos informações de nossa performance financeira e operacional, incluímos nossa participação nestas subsidiárias. Veja seção “Apresentação das Informações Financeiras”. Também utilizamos neste Prospecto diversos termos e abreviações específicas ao setor elétrico. Veja seção “Definições”.

A Companhia

Somos uma companhia holding que, por intermédio de nossas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia el étrica no Brasil.

Em 2003, fomos uma das três maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base no volume de 33.669 GWh distribuído para mais de 5,3 milhões de consumidores naquele ano. No primeiro semestre de 2004, distribuímos 16.335 GWh de energia elétrica. Nossas subsidiárias CPFL Paulista e CPFL Piratininga distribuíram 29.586 GWh de energia elétrica (sendo que 19.108 GWh foram distribuídos pela CPFL Paulista e 10.478 GWh, pela CPFL Piratininga) para mais de 4,2 milhões de consumidores no Estado de São Paulo no ano de 2003. No primeiro semestre de 2004, estas subsidiárias distribuíram 14.215 GWh de energia elétrica (sendo que 9.237 GWh foram distribuídos pela CPFL Paulista e 4.978 GWh pela CPFL Piratininga). Nossa subsidiária RGE distribuiu 6.377 GWh de energia elétrica para aproximadamente 1,1 milhão de consumidores (incluindo 291 GWh distribuídos para pequenas concessionárias e cooperativas elétri cas rurais) no Estado do Rio Grande do Sul no ano de 2003. No primeiro semestre de 2004, a RGE distribuiu 3.311 GWh de energia elétrica (incluindo 149 GWh distribuídos para pequenas concessionárias e cooperativas elétri cas rurais).

Em 2003, a Capacidade Instalada de geração de nossa subsidiária de geração, CPFL Geração, foi de 812 MW. Atualmente, estamos repotenciando determinados ativos de geração e construindo seis novas usinas hidroelétricas, que se encont ram em di ferentes estágios de construção. Através destas medidas, esperamos aumentar nossa Capacidade Instal ada para 1.990 MW, ao longo dos próximos cinco anos, na medida em que nossas novas usinas entrarem em operação. Após a construção destas usinas, acreditamos que estaremos entre as quatro maiores geradoras de energia elétrica privadas no Brasil.

Conduzimos atividades de comercialização e prestamos serviços relacionados a energia elétrica para sociedades do grupo, bem como para terceiros. Em 2003, comercializamos 4.535 GWh de energia elétri ca (sendo 827 GWh para partes não relacionadas). No primeiro semestre de 2004 comercializamos 4.969 GWh de energia el étrica (sendo 1.419 GWh para partes não relacionadas).

Utilizando a nossa atividade de distribuição e a nossa sólida base de clientes como plataforma, expandimos o nosso campo de atuação, com investimentos em novos ativos de geração hidroelétrica e a expansão das nossas atividades de comercialização de energia elétrica. Por meio de aportes de capital, nossos acionistas adiantaram os recursos para investir em uma grande part e de nossas novas instalações hidroelétricas, bem como para obter financi amentos adequados, com as quais, uma vez concluídas, esperamos aumentar nossa Capacidade Instalada total para 1.990 MW. Acreditamos que o nosso desenvolvimento e perspectivas são reflexos dos seguintes pontos fortes:

• Sólida base de distribuição;

• Operação nos Estados de São Paulo e no Rio Grande do Sul, dois dos principais pólos econômicos e industriais do País;

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• Larga experiência no planejamento, administração e implementação de projetos de geração;

• Força e relevância de nossos acionistas;

• Negócios de comercialização bem sucedidos.

Em linhas gerais, nosso objetivo é maximizar a lucratividade e o valor para os acionistas por meio da manutenção de nossa liderança no segmento de distribuição e comercialização de energia elétrica, e tornando-nos líder no setor de geração de energia elétrica no Brasil. Buscamos alcançar esse objetivo principalmente por meio das seguintes estratégias:

• Foco no aumento da eficiência das nossas operações;

• Conclusão dos projetos de geração em curso e desenvolvimento de novos projetos de geração;

• Ampliação e fortalecimento de nossos negócios de comercialização;

• Desenvolvimento de serviços e produtos de valor agregado; e

• Posicionamento estratégico para nos benefi ciarmos da consolidação do setor, com base em nossa experiência na integração e reestruturação de outras operações.

As atividades da Companhia estão sujeitas, ainda, a diversos riscos, dentre os quais, o ambiente altamente regulado no qual desenvolvemos nossas atividades, que atualmente sofreu alterações significativas e que pode trazer efeitos imprevisíveis a nossas atividades. Adicionalmente, nossas tarifas e as condições de nossas concessões estão sujeitas a regulamentação da ANEEL. Os resultados de nossas operações também podem ser adversamente impactados por vários outros fatores, incluindo as condições econômicas do País, nossa habilidade na conclusão de projetos já existentes e no desenvolvimento de novos projetos, e demais fatores que estão fora de nosso controle, tais como condições hidrológicas. Para uma discussão mais detalhada dos riscos que afetam nossos negócios, veja seção “Fatores de Risco”.

O investidor deve se basear apenas nas informações contidas neste Prospecto. Nem nós, nem os Acionistas Vendedores e/ou o Coordenador da Oferta Brasileira autorizou qualquer outra pessoa a fornecer quaisquer outras informações di ferentes das constantes neste Prospecto. Caso isso ocorra, o investidor não deve se basear nestas informações fornecidas por outras pessoas. Nem nós, nem os Acionistas Vendedores nem o Coordenador Global está realizando uma oferta das Ações em qualquer jurisdição onde a Oferta Global não seja permitida. O investidor deve assumir que as informações constantes do Prospecto são corretas apenas até a data deste Prospecto. Nossos negócios, condição financeira, resultado das operações e perspectivas podem ter sido alteradas desde esta data.

A Companhia e os Acionistas Vendedores também estão realizando uma oferta de ADSs no exterior por meio de um prospecto em Inglês com a mesma data deste Prospecto. O prospecto americano, que foi arquivado junto à SEC, está em um formato di ferente deste Prospecto mas contém a mesma informação deste Prospecto. Esta Oferta está sendo realizada no Brasil somente com base nas informações contidas neste Prospecto. Os investidores devem levar isto em consideração quando forem tomar uma decisão de investimento em nossas Ações Ordinárias.

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Estrutura da Oferta Global

Ações Ordinárias ofert adas:

CPFL Energia .........................................................39.579.729 Ações Ordinárias.

Acionistas Vendedores ........................................... 7.915.950 Ações Ordinárias.

Total ........................................................................47.495.679 Ações Ordinárias.

Ofert a Internacional A Oferta Internacional ocorrerá simultaneamente a esta Ofert a. A Companhia e os Acionistas Vendedores estão ofertando [•] Ações Ordinárias, em forma de ADSs, em uma distribuição pública a ser realizada no ext erior. A realização da Oferta Brasileira está condicionada à realização da Ofert a Internacional.

Opção de Ações Adicionais A Companhia e os Acionistas Vendedores concederão

ao Coordenador Líder uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da Ofert a Brasileira, para a aquisição de um lote suplementar de Ações equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das Ações Ordinárias inicialmente ofert adas no âmbito da Ofert a Brasileira. Adicionalmente, a Companhia e os Acionistas Vendedores concederão ao Coordenador Global uma opção, a ser exercida por decisão conjunta dos Coordenadores da Oferta, para a aquisição de um lote suplementar de Ações Ordinárias, sob a forma de ADSs, equivalente a até 15% (quinze por cento) do total das ADSs inicialmente ofertadas no âmbito da Ofert a Internacional. Estas opções serão destinadas exclusivamente a at ender a um eventual excesso de demanda que vier a ser constatado no decorrer da Ofert a Global e poderão ser exercidas no prazo de até 30 (trinta) dias a contar da data do Prospecto Definitivo de Distribuição Pública Primária e Secundári a de Ações de Emissão da Companhia, nas mesmas condições e preço das Ações Ordinári as e ADSs inicialmente ofert adas.

American Depositary Shares Cada ADS corresponderá a 3 (três) Ações Ordinárias. As ADSs serão representadas por American Depositary Receipts, ou ADRs. As Ações Ordinárias estão custodiadas junto ao Banco Bradesco S.A., na qualidade de custodiante das Ações Ordinárias representativas das ADSs emitidas pelo The Bank of New York.

Acionistas Vendedores Os Acionistas Vendedores da Oferta são: VBC Energia S.A., 521 Participações S.A. e Bonaire Participações S.A..

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Ações Ordinárias em circulação após a

Oferta Global 61.580.186 Ações Ordinárias.

Destinação de Recursos Pretendemos utilizar os recursos provenientes da parcela primária da Oferta Global principalmente para financiar investimentos no montante de aproximadamente R$357 milhões, mais especificamente nas usinas de geração de Foz do Chapecó e CERAN e para modernização de nossas pequenas centrais hidroelétricas. O restante dos recursos serão destinados a expansão de projetos futuros e investimentos relacionados, incluindo aquisições potenciais, bem como para fins diversos relacionados ao nosso negócio e para capital de giro. Não receberemos quaisquer recursos provenientes da venda das Ações Ordinárias de titularidade dos Acionistas Vendedores.

Dividendos De acordo com a Lei das Sociedades por Ações e com nosso Estatuto Social, somos obrigados a distribuir dividendo obrigatório em valor igual a um percentual não inferior a 25% do lucro líquido anual ajustado, sujeito a ajustes e exceções, aos detentores de Ações Ordinárias. Nós pretendemos declarar e distribuir dividendos no montante equivalente a 50% do respectivo lucro líquido ajustado, de acordo com a nossa política de dividendos. Veja Seção “ Dividendos e Política de Dividendos” e “ Descrição do Capital Social”.

Fatores de Risco Para uma explicação acerca dos fatores que devem ser considerados antes da decisão de investimento nas Ações Ordinárias, veja a Seção “ Fatores de Risco”, além de outras informações incluídas no presente Prospecto.

Símbolos de Negociação Pretendemos negociar as Ações Ordinárias na BOVESPA, sob o símbolo “ CPFE3”, e listar as ADS na NYSE, sob o símbolo “CPL”.

Expectativa do cronograma para a Ofert a Global:

Publicação do Aviso ao Mercado: 06 de setembro de 2004.

Início do Road Show: 07 de setembro de 2004.

Publicação do Anúncio de Início: 29 de setembro de 2004.

Início da negociação das Ações Ordinárias na BOVESPA e na NYSE: 29 de setembro de 2004.

Encerramento e entrega das Ações Ordinárias e das ADSs: 04 de outubro de 2004.

Todas as informações contidas neste Prospecto, salvo indicado:

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• assumem o não exercício das Opções;

• não foram ajustadas para refletir o recebimento, pela Companhia, do total de recursos líquidos estimados para a Oferta Global, baseado na emissão de 39.579.729 Ações Ordinárias por um preço inicial assumido de R$18,50 por Ação Ordinária, que é a média da faixa de preço estipulada na capa deste Prospecto; e

• assumem o não exercício de determinados direitos de subscrição de Ações Ordinári as por parte do International Finance Corporation. Veja seção “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações – Liquidez e Recursos de Capital – Condições do Endividamento a Vencer”.

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RESUMO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E INFORMAÇÕES OPERACIONAIS

Apresent amos a seguir um resumo de nosso histórico financeiro e informações sobre nossas operações. O investidor deve ler estas informações conjuntamente com nossas demonstrações financeiras consolidas e auditadas e nossas demonstrações financeiras semestrais, objeto de revisão especial dos auditores independentes, e respectivas notas explicativas, incluindo as informações contidas nas Seções “ Apresentação das Informações Financei ras”, “ Informações Financei ras e Operacionais Selecionadas” e “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações” deste Prospecto.

No presente Prospecto, os termos “dólar”, “ dólares” e o símbolo “US$” referem-se à moeda ofi cial dos Estados Unidos da América. Os termos “ Real”, “Reais” e o símbolo “R$” referem-se à moeda oficial do Brasil. O termo “ GAAP dos Estados Unidos” refere-se aos princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América e o termo “Princípios Contábeis Brasileiros” refere-se aos princípios e práticas contábeis estabelecidos pela Lei das Sociedades por Ações e as normas emitidas pela ANEEL e pela CVM.

As informações financeiras para os períodos de 31 de dezembro de 2003 e 2002, bem como para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2003, 2002 e 2001, são derivadas das demonstrações financeiras consolidadas e auditadas também anexa a este Prospecto. As informações financeiras para o período de 30 de junho de 2004, bem como para os períodos de seis meses encerrados em 30 de junho de 2004 e 2003, são derivadas das demonstrações financeiras incluídas neste Prospecto, objeto de revisão especial pelos auditores independentes. As informações financeiras para o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2004 não são necessariamente um indicador do resultado esperado de nossas operações em relação ao exercício social a ser encerrado em 31 de dezembro de 2004. As informações financeiras incluídas neste Prospecto foram apresentadas de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros. A nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas contêm a descrição das principais diferenças entre os Princípios Contábeis Brasileiros e o GAAP dos Estados Unidos, na medida em que forem relacionadas a nossa Companhia, e a reconciliação do lucro (prejuízo) líquido e patrimônio líquido com o GAAP dos Estados Unidos.

As demonstrações financeiras utilizadas neste Prospecto foram objeto de determinadas recl assi ficações e adaptações realizadas com o objetivo de aproximá-las às práticas de divulgação determinadas pelos Princípios Contábeis Norte-Americanos. Como resultado, as demonstrações anexas a este Prospecto não são idênticas as nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas e Informações Trimestrais elaboradas de acordo com a legislação societária (também anexas a este Prospecto).

Determinados números incluídos neste Prospecto foram arredondados. Portanto, alguns dos totais constantes das tabelas aqui apresent adas podem não representar uma soma exata.

Informações das Demonstrações do Resultado

Período de Seis Meses Encerrado em 30 de

junho de Exercício Social

Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 2000 1999 (em milhões de R$, com exceção de ações e dados por ações)

Princípios Contábeis Brasileiros Receita Operacional ............................. 4.637 3.765 8.082 6.823 5.953 3.604 2.928

Receita Operacional Líquida................ 3.461 2.829 6.057 5.264 4.842 2.785 2.242 Custos da Operação:

Energia Elétrica Comprada para Revenda.............................................. 1.670 1.421 3.020 2.557 2.314 1.260 1.089 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Conexão...................... 311 210 446 314 386 181 94 Pessoal................................................ 98 92 169 162 154 175 133 Entidade de Previdência Privada........ 87 102 84 129 114 6 11 Material.............................................. 17 9 22 22 31 16 14 Serviços de Terceiros......................... 40 41 84 87 48 31 28 Depreciação e Amortização............... 129 128 256 223 201 145 131 Conta Consumo Combustível (CCC). 218 161 339 292 290 138 80 Custo do Serviço Prestado por Terceiros ............................................ 0 0 5 3 4 3 1 Outros Custos de Operação................ 4 5 10 10 18 23 10

2.574 2.170 4.436 3.796 3.562 1.978 1.591

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Despesas Operacionais:

Despesas com vendas......................... 84 62 148 176 133 100 99 Despesas gerais e administrativas...... 133 122 279 282 205 162 136 Outras despesas Operacionais............ 11 13 20 16 10 15 36 Amortização do Ágio......................... 69 264 532 528 407 323 99

296 461 980 1.001 755 600 370 Lucro Operacional................................ 590 198 642 466 525 207 281 Resultado Financeiro............................ (309) (506) (821) (1.301) (594) (312) (260) Resultado Não Operacional.................. (5) 14 44 10 (29) (5) (86) Contribuição Social e Imposto de Renda.................................................... (120) (14) (111) 88 (123) (46) (40) Lucro Líquido (Prejuízo) antes do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores.................................. 156 (308) (247) (736) (221) (156) (105) Item Extraordinário líquido dos efeitos tributários(1)............................... (16) (16) (34) (34) Participação de Acionistas Não Controladores........................................ (10) 7 (2) 21 (8) 3 (20) Lucro (Prejuízo) do Exercício.............. 130 (317) (282) (749) (229) (153) (125) Lucro Líquido (Prejuízo) por ação, antes do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores (2) .................................... 0,04 (0,09) (0,06) (0,22) (0,07) (0,05) (0,06) Lucro (Prejuízo) por Ações (2).............. 0,03 (0,09) (0,07) (0,22) (0,07) (0,05) (0,07) Quantidade de Ações Ordinárias em circulação ao final do exercício (em milhões) (2) (3)......................................... 4.119 3.391 4.119 3.391 3.374 3.041 1.727 (1) Efeito de mudança no método de contabilização de planos de benefícios de natureza previdenciária, líquido de impostos. (2) De acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros, estas informações não foram ajustadas para refletir o grupamento de ações (de 10 para 1) realizado em 13 de agosto de 2004, que reduziu o número total de Ações Ordinárias para 411.869.796. Caso estas informações fossem ajustadas para refletir o grupamento de ações, elas seriam as seguintes:

Período de Seis Meses

Encerrado em 30 de junho de Exercício Social

Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 2000 1999 (em milhões de R$, com exceção do total da quantidade de ações)

Lucro Líquido (Prejuízo) por ação, antes

do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores........................ 0,38 (0,91) (0,60) (2,17) (0,66) (0,51) (0,61) Lucro (Prejuízo) por Ações......................... 0,32 (0,93) (0,68) (2,21) (0,68) (0,50) (0,72) Quantidade de Ações Ordinárias em circulação ao final do exercício (em milhões)................................................... 412 339 412 339 337 304 173 (3) Para períodos encerrados antes de 2002, o número de Ações Ordinárias em circulação foi ajustado retroativamente para refletir o efeito de nossa reorganização de agosto de 2002. O cálculo do número de Ações Ordinárias em circulação no final de cada exercício foi realizado com base na razão de permuta de nossas ações pelas ações da CPFL Paulista e da CPFL Geração em agosto de 2002, que foi de 1 ação para 9,42 ações para a Paulista e de 1 ação para 184,03 ações para a CPFL Geração.

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Balanço Patrimonial

30 de

junho de 31 de dezembro de 2004 2003 2002 2001 2000 1999 (em milhões de R$, com exceção de ações e dados por ações)

Princípios Contábeis Brasileiros Ativo Circulante:

Disponibilidades .................................. 591 375 177 136 399 642 Contas a Receber................................. 1.516 1.479 1.629 1.228 617 365 Total do Ativo Circulante.................... 2.897 2.376 2.819 1.738 1.472 1.208

Realizável a Longo Prazo:

Contas a Receber................................. 747 728 768 731 Total do Ativo Realizável a Longo

Prazo....................................................... 2.183 2.388 1.841 1.455 476 487 Permanente

Imobilizado.......................................... 4.646 4.452 4.383 3.997 2.573 2.188 Ágio ou Deságio.................................. 3.169 3.237 3.774 4.279 2.953 3.186 Total do Ativo Permanente.................. 7.353 7.278 7.762 7.884 5.353 5.139

Total Ativo ............................................. 12.432 12.042 12.421 11.077 7.301 6.834 Passivo Circulante: Dívidas de Curto-Prazo (1).................... 1.325 1.178 3.379 1.867 598 831 Total do Passivo Circulante................. 2.917 2.513 4.866 3.206 1.366 2.022 Passivo Exigível a Longo Prazo: Dívida de Longo Prazo......................... 4.336 4.361 3.836 3.574 2.738 732 Total do Passivo Exigível a Longo Prazo....................................................... 5.928 5.948 5.242 4.788 2.792 1.291 Participação de Acionistas Não Controladores......................................... 193 192 193 231 245 232 Patrimônio Líquido ................................ 3.394 3.389 2.121 2.852 2.898 3.289 Total do Passivo e Patrimônio Líquido ................................................... 12.432 12.042 12.421 11.077 7.301 6.834

(1) As dívidas de curto prazo incluem parcela da dívida de longo prazo e juros incorridos.

Informações Operacionais



Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 2000 1999

Energia Elétrica Faturada (em GWh): Residencial........................................... 4.129 4.070 8.124 7.779 7.164 6.541 6.166 Industrial .............................................. 8.567 8.126 16.909 15.731 14.172 10.361 9.553 Comercial, Serviços e Outros............... 2.447 2.389 4.752 4.485 4.038 3.399 3.007 Rural..................................................... 757 692 1.550 1.466 1.141 916 926 Poderes Públicos.................................. 364 368 736 639 614 582 531 Iluminação Pública............................... 531 515 1.048 1.012 899 797 772 Serviço Público.................................... 671 657 1.352 1.297 1.217 1.017 962 Consumo Próprio ................................. 11 13 25 31 33 38 30

Total da Energia Faturada.................... 17.477 16.830 34.496 32.440 29.278 23.651 21.947 Total de Consumidores Ativos (1)........... 5.410.756 5.276.479 5.340.632 5.192.820 4.990.741 3.656.984 2.900.900 Capacidade Instalada (MW)................... 812 812 812 812 143 143 143 Energia Assegurada (GWh).................... 1.899 1.899 3.804 3.856 723 723 723 Energia Gerada (GWh)........................... 1.481 1.795 2.633 2.433 405 443 492 (1) Consumidores ativos são consumidores conectados à rede de distribuição, ao invés de consumidores faturados ao final do exercício social.

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Outras Informações




EBITDA: Lucro (Prejuízo) Líquido nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros.... 130 (317) (282) (749) (229) (153) (125) Mais: Resultado Financeiro............................ 309 506 821 1.301 594 312 260 Contribuição Social e Imposto de Renda.................................................... 120 14

111

(88)

123

46

40

Depreciação.......................................... 141 139 279 273 229 165 181 Amortização.......................................... 68 264 532 528 407 323 99

EBITDA (1).......................................... 768 606 1.461 1.265 1.124 693 455

(1) O EBITDA representa o lucro (prejuízo) líquido antes do resultado financeiro, contribuição social e imposto de renda e depreciação e amortização. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa para o lucro (prejuízo) líquido, como um indicador de nossa performance operacional, ou uma alternativa para fluxo de caixa como um indicador de liquidez. Nossa administração acredita que o EBITDA é uma medida prática para aferir nossa performance operacional e permitir uma comparação com outras companhias. Entretanto, ressaltamos que o EBITDA não é uma medida estabelecida de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros e pode ser definido e calculado de maneira diversa pelas diferentes companhias.

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FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente todas as informações disponíveis neste Prospecto, em especial os riscos mencionados abaixo. Nossos negócios, situação financeira e resultados de operações podem ser adversa e materialmente afetados por quaisquer desses riscos. O preço de mercado das Ações Ordinárias pode diminuir devido a quaisquer destes riscos, sendo que há possibilidade de perda de parte ou todo o seu investimento. Os riscos descritos abaixo são aqueles que conhecemos e que atualmente acreditamos poder afetar de maneira relevante nossa Companhia. Riscos adicionais não conhecidos por nós atualmente ou que consideramos irrelevantes também podem afetar nossos negócios.

RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOS

O Governo Federal e outras entidades da administração pública exercem influência significativa sobre a economia brasileira. Condições políticas e econômicas no Brasil podem influenciar adversamente nossas atividades e o preço das Ações Ordinárias.

O Governo Federal intervém freqüentemente na economia brasileira e ocasionalmente implementa mudanças significativas na política e regulamentação econômica. As medidas do Governo Federal para controlar a inflação e implementar outras políticas já incluíram controle sobre preços e salários, desvalorizações da moeda, controles sobre o fluxo de capital e limites nas importações. Nossos negócios, condição financeira e resultados de operações podem ser adversamente afet ados por mudanças na política governamental ou regulamentação referentes a controles sobre o câmbio, bem como por outros fatores, tais como:

• variações cambiais;

• inflação;

• taxas de juros;

• liquidez dos mercados financeiro e de capitais brasileiros;

• política tributária; e

• outros acontecimentos políticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o Brasil.

No final de 2002, o Brasil elegeu um novo presidente, Luiz Inácio Lula da Silva, do Partido dos Trabalhadores. Nos períodos anteriores e posteriores a sua eleição, houve incertezas substanciais relativas às políticas que o novo governo poderia implantar, incluindo uma potencial implementação de políticas macroeconômicas que divergissem daquelas da administração anterior. Essa incerteza resultou em uma baixa na confiança no mercado de valores imobiliários brasileiro, contribuindo para uma rápida desvalorização do real em relação ao dólar durante esse período. Ainda que o governo Lula não tenha abandonado as políticas anteriores e o real tenha se valorizado 18,2% em relação ao dólar em 2003, persistem cautelas sobre as políticas governamentais brasileiras.

A incerteza acerca da política econômica futura pode contribuir para a incert eza no cenário econômico do Brasil e para uma maior volatilidade no mercado de valores mobiliários brasileiro e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias brasileiras.

Estes e outros acontecimentos na economia brasileira podem afetar adversamente nossos negócios, resultado de operações e o valor de mercado das Ações Ordinárias.

A instabilidade na taxa de câmbio pode influenciar de maneira adversa nossa condição financeira e resultados e o preço de mercado das Ações Ordinárias.

A moeda brasileira tem periodicamente se desvalorizado durante as últimas quatro décadas. Durante este período, o governo brasileiro implementou vários planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, pequenas desvalorizações periódicas durante as quais a freqüência de ajustes variou de diária a mensal, sistemas de flutuação de câmbio, controle de câmbio e mercados de câmbio paralelos.

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O real desvalorizou-se em relação ao dólar 9,3% em 2000 e 18,7% em 2001. Em 2002, o real desvalorizou-se 52,3% em relação ao dólar, devido, em parte, às incertezas políticas que cercavam a eleição presidencial e à desaceleração da economia global. Apesar do real ter se valorizado 18,2% em relação ao dólar em 2003, nenhuma garantia pode ser dada em relação ao comportamento futuro do real em relação ao dólar. Em 20 de agosto de 2004, a taxa de câmbio era de R$2,9289 por US$1,00.

As desvalorizações do real em relação ao dólar aumentam o custo da manutenção de nosso endividamento em dólares, bem como o custo com a compra de energia elétrica da usina de Itaipu, uma de nossas maiores fornecedoras de energia el étrica e que tem o ajuste de part e do preço da energia elétri ca baseado em seus custos em dólares. As desvalorizações do real também criam, ainda, pressão inflacionári a, o que pode nos afetar de maneira adversa. Desvalorizações geralmente restringem o acesso aos mercados financeiros internacionais e podem exigir intervenção governamental, incluindo medidas recessivas. Estes e outros acontecimentos podem afetar adversamente nossos negócios, resultado de operações e o valor de mercado das Ações Ordinárias.

A inflação e medidas governamentais para combatê-la podem contribuir para a incerteza econômica no Brasil e afetar adversamente nossos negócios e o valor de mercado das Ações Ordinárias.

O Brasil tem apresentado altas taxas de inflação. Recentemente, a taxa de inflação brasileira foi de 10,4% em 2001, 25,3% em 2002 e 8,7% em 2003, conforme apurado pelo IGP-M. A inflação e as medidas implementadas para combatê-la trouxeram, no passado, efeitos negativos relevantes para a economia brasileira. Medidas para conter a infl ação, combinadas com a especulação sobre possíveis medidas governamentais futuras, têm contribuído para incertezas na economia brasileira e para aumentar a volatilidade no mercado de capitais brasileiro.

Futuras medidas da política econômica do governo brasileiro, que podem incluir aumentos das taxas de juros, intervenções no mercado de câmbio e ações para ajustar ou recuperar o valor do real, podem acarret ar aumentos da inflação. Caso o Brasil apresente altas taxas de inflação, poderemos ter di fi culdade de reajustar nossas tarifas para compensar os efeitos da inflação. Pressões inflacionárias podem, ainda, dificultar nosso acesso aos mercados financeiros internacionais ou resultar em medidas de combate à inflação que podem prejudicar nossos negócios ou afetar adversamente o valor de mercado das Ações Ordinári as.

Acontecimentos e a percepção do risco em outros países, principalmente países emergentes, podem afetar adversamente o valor de mercado de valores mobiliários brasileiros, incluindo as Ações Ordinárias.

O mercado para os valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras é influenci ado, em diferentes graus, pelas condições econômicas e de mercado de outros países, inclusive outros países da América Latina e outros países emergentes. Embora as condições econômicas desses países sej am diferentes das condições econômicas do Brasil, a reação dos investidores internacionais aos acontecimentos nesses outros países pode ter um efeito material adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de companhias brasileiras. Crises em outros países emergentes podem reduzir a demanda de investidores por valores mobiliários de companhias brasileiras, incluindo os valores mobiliários de nossa emissão. Isto pode afetar adversamente o valor de negociação das Ações Ordinárias.

O acesso de empresas brasileiras aos mercados de capitais internacionais é influenciado pela percepção de risco na economia brasileira e demais economias emergentes, o que poderá afetar nossa capacidade de financiar nossas operações.

A conjuntura econômica e as condições de mercado em outros países emergentes, especialmente nos países da América Latina, influenciam o mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras. Em decorrênci a de problemas econômicos existentes em diversos países emergentes nos últimos anos (tais como a crise financeira da Ásia de 1997, a crise financeira da Rússia de 1998 e a crise financei ra da Argentina iniciada em 2001), os investidores passaram a avaliar os investimentos em mercados emergentes com muita cautela. Essas crises produziram uma saída significativa de dólares do Brasil, fazendo com que as empresas brasileiras tivessem custos mais altos para capt ação de recursos, tanto no mercado interno quanto no mercado internacional, dificultando o acesso aos mercados de capitais internacionais. Não há certeza de que os mercados de capitais internacionais continuarão abertos para as empresas brasileiras ou que os custos de financiamento desses mercados serão vantajosos para nós.

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RISCOS RELATIVOS ÀS NOSSAS OPERAÇÕES E AO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Estamos sujeitos a uma extensa legislação e regulamentação governamental, e a recentes alterações no marco regulatório que ainda estão sendo implementadas pelo governo, e não podemos prever com exatidão seus efeitos sobre nossos negócios e resultado de operações.

Somos uma importante companhia do setor elétrico brasileiro que distribui energia elétri ca para consumidores nos Estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul e que gera e comercializa energia elétri ca por todo o Brasil. Nos últimos anos, o governo brasileiro implementou reformas que tiveram grande impacto no setor de energia, especialmente no setor elétrico. Em particular, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que regula as atividades das empresas do setor elétri co, continua sujeita à regulamentação por resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (“ ANEEL”), e, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu, argüindo que, tendo em vista que a medida provisória que deu origem a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi convertida em lei mediante um projeto de conversão, as ações de inconstitucionalidade haviam perdido o objeto e solicitou seu arquivamento. No entanto, a votação do Supremo Tribunal Federal, de 04 de agosto de 2004, rejeitou o recurso do Governo e confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. Nesta mesma data, o Ministro Relator votou pela inconstitucionalidade de uma parte relevante da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e um outro Ministro pediu vista dos autos, suspendendo, deste modo, o julgamento. Uma decisão final sobre esta questão depende do voto da maioria de onze Ministros, sendo que é necessário um quorum de, no mínimo, oito Ministros. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito e, portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente em vigor.

Se a íntegra, ou parte substancial da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional, o marco regulatório previsto pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá não vir a ser implementado, gerando incerteza em relação à forma e ao momento da realização das mudanças no setor elétri co. As modificações introduzidas pela a Lei do Novo Modelo do Setor Elétri co incluem: (i) a criação de um Ambiente de Contratação Regulada – ACR para a compra e venda de energia elétri ca, em que os distribuidores devem contratar energia de modo a at ender a totalidade de sua demanda baseada em projeções através de leilões; (ii) a proibição para as distribuidoras de realizarem quaisquer atividades que não a de distribuição, incluindo geração e transmissão de energi a elétrica, exceto se autorizadas por lei ou pelos contratos de concessão; (iii) a proibição de compra de energia el étrica de partes relacionadas por distribuidoras; e (iv) a proibição da venda de energia elétrica por preços não regulados, por distribuidoras. O efeito da regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, do julgamento dos procedimentos judiciais e das futuras reformas no setor elétrico é difí cil de se prever, mas pode afetar de manei ra adversa nossos negócios e resultado das operações. Veja Seção “ Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a consumidores cativos são determinadas em conformidade com contratos de concessão celebrados com o Poder Concedente, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira desfavorável a nossa Companhia.

A ANEEL dispõe de ampla discricionaridade para det erminar as tari fas pelo fornecimento de energia elétrica. Nossas tari fas são det erminadas de acordo com contratos de concessão celebrados com o Poder Concedente e em conformidade com as competências da ANEEL.

Nossos contratos de concessão estabelecem um mecanismo de fixação de tarifas que admite três tipos de reajustes tari fários: (1) o reajuste anual; (2) a revisão periódica e (3) a revisão extraordinária. Temos o direito de requerer a cada ano o reajuste anual, que é destinado a compensar os efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas alterações de nossos custos cujo controle não gerenciamos, tais como o custo da energia elétrica de determinadas fontes e certos encargos, incluindo encargos do uso da rede de transmissão e distribuição. Ademais, a ANEEL realiza a revisão periódica a cada quatro ou cinco anos, a qual tem por finalidade identi ficar a variação dos nossos custos, bem como determinar um fator de redução do IGP-M a ser aplicado nos reajustes anuais subseqüentes, de modo a compartilhar ganhos de produtividade com nossos consumidores. Temos, ainda, o direito de requerer uma revisão extraordinária de nossas tarifas, caso custos imprevisíveis venham a alterar de maneira signi ficativa nossa estrutura de custos.

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Não podemos garantir que a ANEEL irá estabelecer tari fas que nos beneficiem. Ademais, à medida que qualquer um desses reajustes não seja concedido pela ANEEL em tempo hábil, nossa situação financeira e o resultado de operações poderão ser adversamente afetados. Para maiores informações sobre a ANEEL, veja seção “ Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

Nossa Companhia pode ser penalizada pela ANEEL se não cumprir com as obrigações contidas nos nossos contratos de concessão, o que pode acarretar multas e outras penalidades e, dependendo da gravidade do descumprimento, a caducidade de nossas concessões.

Conduzimos nossas atividades de geração e distribuição em conformidade com contratos de concessão celebrados com o Poder Concedente, por meio da ANEEL. A duração destas concessões varia de 30 a 35 anos, sendo que o término da primeira de nossas concessões será em 2027. A ANEEL pode nos impor penalidades caso deixemos de cumprir com qualquer disposição dos nossos contratos de concessão. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem:

• advertências;

• multas, sendo que cada multa está limitada a no máximo 2,0% da receita da concessionária no exercício 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 de novas concessões;

• intervenção da ANEEL; e

• extinção da concessão por caducidade.

Ademais, o governo brasileiro detém poderes para extingüir qualquer de nossas concessões antes do final de seu prazo no caso de falência ou liqüidação ou por meio de encampação.

Atualmente estamos cumprindo com todas as condições relevantes de nossos contratos de concessão. No entanto, não podemos garantir que não seremos penalizados pela ANEEL por descumprimentos de nossos contratos de concessão ou que nossas concessões não serão extintas no futuro. A indenização a que temos direito na ocorrência de eventual extinção da concessão pode não ser sufi ciente para recuperarmos o valor integral de certos ativos. Caso qualquer de nossos contratos de concessão seja rescindido em virtude de descumprimento de nossas obrigações, o valor efetivo de compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira signi ficativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à nossa Companhia, ou a extinção de qualquer de nossas concessões, pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e resultado operacional.

Caso nossas projeções fiquem significativamente abaixo da nossa demanda efetiva de energia elétrica, poderemos não ser autorizados a realizar o repasse integral dos custos de energia para as tarifas que cobramos de nossos consumidores.

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia elétrica deverá contrat ar antecipadamente, por meio de licitações públicas, 100% de sua demanda prevista de energia el étrica para suas respectivas áreas de concessão. Caso nossas projeções fiquem significativamente abaixo da demanda efetiva de energi a elétrica, poderemos não ser capazes de realizar o repasse integral dos custos de energia para as tari fas que cobramos de nossos consumidores. Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre outras limitações, que se nossas projeções ficarem abaixo de nossa demanda verifi cada, poderemos ser forçados a adquirir este saldo sob contratos de prazo mais curto. Caso o preço de nossas aquisições de energia nos leilões fique acima do Valor Anual de Referência calculado pelo Governo Federal, podemos não ser capazes de realizar o repasse integral do custo de nossas aquisições de energia. Não podemos assegurar que nossas projeções de demanda serão precisas. Caso ocorram variações signifi cativas entre a nossa projeção de demanda de energia elétrica e a quantidade de energia el étrica efetivamente adquirida, o resultado de nossas operações poderá ser adversamente afet ado. Veja “ Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro – Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”.

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A ANEEL pode limitar as quantidades de distribuições que nossas distribuidoras podem pagar à nossa Companhia.

Os valores que nossas distribuidoras podem distribuir a nossa Companhia sob a forma de dividendos dependem da geração de lucro dessas distribuidoras e tais lucros são calculados nos termos da Lei das Sociedades por Ações. A demonstração do resultado de nossas distribuidoras é impactada pela amortização do ágio criado quando da sua aquisição, o que pode impedir a realização de lucros, não obstante haver uma expressiva geração de caixa. Essa limitação poderá eventualmente impedir que uma parcela do caixa gerado por nossas distribuidoras seja distribuída a nossa Companhia, na medida em que uma eventual redução de capital (que permitiria distribuições aos acionistas) deve ser previamente aprovada pela ANEEL. Uma de nossas subsidiárias de distribuição, a RGE, é administrada conjuntamente com a PSEG, cujo consentimento também seria necessário para que a RGE possa distribuir dividendos.

Uma parcela significativa da nossa receita operacional é gerada pelo atendimento a consumidores qualificados como “consumidores potencialmente livres”, que podem buscar fornecedores alternativos de energia elétrica quando do término de seus contratos celebrados conosco ou a qualquer tempo mediante notificação prévia de um ano na hipótese de contratos por prazo indeterminado.

Detemos concessões para distribuir energia elétrica em 261 dos 645 municípios do Estado de São Paulo e 262 dos 497 municípios do Estado do Rio Grande do Sul. Dentro da nossa área de concessão, não enfrentamos concorrênci a na distribuição de energia el étrica de baixa tensão a consumidores residenciais, comerciais e industriais. No entanto, outros fornecedores de energi a elétri ca podem competir conosco na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como “ consumidores potencialmente livres”, aos quais nossas distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tari fas reguladas. De forma geral, os consumidores potencialmente livres são aquel es cuja demanda excede 3.000 kW atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, ou em qualquer outra tensão desde que o início de fornecimento tenha ocorrido a partir de 1995, que podem optar por sair do ambiente regulado de distribuição de energia elétri ca depois que expirarem seus contratos em vigor ou, ainda, na hipótese de contrato com prazo indeterminado, a partir do ano subsequente ao ano da declaração formal desta opção. Em 30 de junho de 2004, as nossas distribuidoras atenderam a um total de 144 consumidores potenci almente livres, que representaram aproximadamente 6,8% da nossa receita operacional bruta e aproximadamente 16,3% da quantidade total de energia elétrica vendida pelas nossas distribuidoras no primeiro semestre de 2004. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW, bem como aqueles com demanda igual ou superior a 3.000 kW atendidos em tensão inferior a 69 kV e com início de fornecimento anterior a 1995, podem tornar-se livres se passarem a ser atendidos por font es renováveis de energia, como pequenas usinas hidroelétricas ou biomassa. Em 30 de junho de 2004, os consumidores que atendiam a estas condições, num total de 1.335, representaram aproximadamente 11,4% das nossas receitas operacionais brutas e aproximadamente 18,2% da quantidade total de energia elétrica que nossas distribuidoras venderam no primeiro semestre de 2004.

Com a regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, argumenta-se a possibilidade de que consumidores com demanda superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, possam exercer a opção de escolher o seu fornecedor de energia elét rica.

A decisão de nossos consumidores potencialmente livres de tornarem-se consumidores livres e comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar de maneira adversa nossa participação de mercado e o resultado de nossas operações.

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Nossa receita operacional depende de condições hidrológicas favoráveis.

Somos dependentes de condições hidrológicas favoráveis na região geográfica em que operamos. Em 2003, de acordo com o ONS, o órgão responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema de Energia Interligado que liga a Argentina e a Venezuela ao Brasil, mais de 92% da energia elétri ca consumida no Brasil foi fornecida por hidroelétricas e no primeiro semestre de 2004, de acordo com a mesma fonte de informação, mais de 91% da energia el étrica consumida no Brasil foi fornecida por hidroelétricas. Nossa região está sujeita a condições hidrológicas imprevisíveis, com desvios não-cíclicos da média pluviométrica. O período mais recente de queda na média pluviométrica ocorreu nos anos que antecederam 2001, quando o governo brasileiro instituiu o Programa de Racionamento. Condições hidrológicas desfavoráveis que resultem em um menor suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro podem resultar, dentre outras coisas, na implementação de programas de conservação de energia elétrica, incluindo reduções compulsórias no consumo de energia el étrica. Nós não podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não poderão afet ar adversamente nosso resultado operacional futuro.

A construção, ampliação e operação de nossas instalações e equipamentos de geração e distribuição de energia elétrica envolve riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas.

A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração e distribuição de energia el étrica envolvem muitos riscos, incluindo:

• a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários;

• indisponibilidade de equipamentos;

• interrupções de fornecimento;

• greves;

• paralizações e manifestações trabalhistas;

• perturbação social;

• interferênci as climáticas ou hidrológicas;

• problemas ambientais e de engenharia imprevistos;

• aumento nas perdas de energia elétrica, incluindo perdas técnicas e comerciais;

• atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto; e

• indisponibilidade de financiamento adequado.

Se vivenciarmos esses ou outros problemas, podemos não ser capazes de gerar e distribuir energia elétri ca em quantidades compatíveis com nossas projeções, o que pode vir a afetar de manei ra adversa nossa situação financei ra e o resultado das nossas operações. Nós não possuímos cobertura de seguro para riscos como esses, incluindo riscos relacionados a certos fenômenos naturais e terremotos.

Nossos equipamentos, instalações e operações estão sujeitos à regulamentação ambiental e de segurança do trabalho que poderão se tornar mais rigorosas no futuro, podendo acarretar aumentos imprevisíveis de responsabilidade e de investimentos.

Nossas atividades de geração e distribuição estão sujeitas à legislação federal e estadual abrangente bem como a fiscalização por agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de segurança do trabalho. Essas agências podem tomar medidas contra nós caso não atendamos a regulamentação aplicável. Essas medidas poderão incluir, entre outras coisas, a imposição de multas e a revogação de licenças. É possível que um aumento no rigor da regulamentação ambiental e de segurança do trabalho nos force a direcionar os nossos investimentos para atender essa regulamentação e, conseqüentemente, desviar recursos dos investimentos planejados. Tal desvio pode afetar de maneira adversa nossa situação financei ra e o resultado das nossas operações.

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Se formos incapazes de concluir nosso programa de investimento no cronograma previsto, a condução de nossas atividades poderá ser afetada.

Planejamos investir aproximadamente R$1.630 milhões durante o período de 2004 a 2008 na construção de novas usinas hidroelétricas e na manutenção das nossas usinas hidroelétricas atualmente existentes. Nossa capacidade de concluir esse programa de investimento depende de uma série de fatores, inclusive nossa capacidade de cobrar tari fas adequadas pelos nossos serviços, nosso acesso aos mercados de capitais nacionais e internacionais e uma variedade de contingências operacionais e regulatóri as, dentre outras. Não podemos assegurar que disporemos de recursos financeiros necessários para concluir nosso programa de investimentos proposto, sendo que a impossibilidade de fazê-lo pode afet ar de maneira adversa a nossa operação e o desenvolvimento dos nossos negócios.

Somos responsáveis por quaisquer perdas e danos em decorrência da prestação inadequada de serviços de energia elétrica, e nossas apólices de seguro contratadas podem não ser suficientes cobrir totalmente tais perdas e danos.

Nos termos da legislação brasileira, temos responsabilidade objetiva por danos diretos e indiretos decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, nossas distribuidoras e geradoras, poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios nos sistemas de geração, transmissão ou distribuição, sempre que essas interrupções ou distúrbios não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS, pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos, responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional.

O impacto de uma escassez de energia elétrica e o conseqüente racionamento de energia elétrica, como ocorrido em 2001 e 2002, poderá afetar de maneira adversa nossos negócios e nosso resultado operacional.

A energia gerada por usinas hidroelétricas é a principal fonte de eletricidade do Brasil, representando aproximadamente 78% da capacidade instalada de geração do País em 2003. A baixa média pluviométrica nos anos anteriores a 2001 acarretou redução dos níveis dos reservatórios e baixa capacidade hidrelétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. As tentativas de compensar a dependência das usinas hidroelétri cas com usinas de geração térmica movidas a gás sofreram atraso em razão de questões regulatórias, dentre outras. Em resposta à escassez de energia, em 15 de maio de 2001, o governo brasileiro criou a GCE, que regulou e administrou o Programa de Racionamento para evitar a interrupção do fornecimento de energia elétrica. O Programa de R acionamento estabeleceu uma redução no consumo de energia elétrica de consumidores industriais, comerciais e residenciais da ordem de 15% a 25%, tendo vigorado de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Se o Brasil enfrent ar outra fase de escassez de energia elétrica, o governo brasileiro poderá implementar medidas para lidar com os efeitos da escassez que podem afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado de nossas operações.

Somos controlados por poucos acionistas, que agem de forma coordenada para controlar nossa Companhia e nossas subsidiárias e seus interesses podem conflitar com os interesses dos potenciais investidores nas Ações Ordinárias.

Na data deste Prospecto, a VBC Energia, a 521 Participações e a Bonaire detinham 44,36%, 36,96% e 15,25%, respectivamente, das Ações Ordinárias em circulação. Eles celebraram um acordo de acionistas em 22 de março de 2002 por meio do qual compartilham o poder de controle das nossas operações. O prazo de vigência inicial do acordo de acionistas é de 25 anos. Nossos acionistas controladores poderão tomar medidas que podem ser contrárias aos interesses dos potenciais investidores nas Ações Ordinárias, podendo impedir outros acionistas, inclusive os potenciais investidores participantes da Oferta Global, de bloquear essas medidas. Em particular, nossos acionistas controladores controlam as decisões de nossas assembléias e podem eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração. Nossos acionistas controladores podem dirigir as ações da Companhia em áreas como estratégia, financeira, distribuição e aquisição e alienação ou oneração de ativos. A decisão de nossos acionistas controladores quanto a estes assuntos pode divergir da decisão esperada por nossos acionistas minoritários. Veja Seção “ Principais Acionistas e Acionistas Vendedores – Acordo de Acionistas”.

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Estamos expostos a aumentos das taxas de juros praticadas pelo mercado e a riscos cambiais.

Em 30 de junho de 2004, aproximadamente 82,8% do nosso endividamento total era denominado em reais e atrelado às taxas do mercado financeiro brasileiro ou a índices de inflação, ou, ainda, estavam sujeitos a taxas flutuantes de juros. Os 17,2% restantes eram denominados em dólares e sujeitos, em grande parte, a swaps de moeda que os convertiam em reais. Desse modo, se esses índices ou taxas aumentarem ou se o dólar valorizar-se em relação ao real, nossas despesas financeiras aumentarão.

O nosso elevado grau de endividamento e nossas obrigações de pagamento de financiamentos podem afetar adversamente nossa habilidade de conduzir nossas atividades e de realizar pagamentos desses financiamentos. Nossa Companhia tem endividamento elevado e temos obrigações de pagamento de principal e juros relativas a estes financiamentos em valor significativo. Em 30 de junho de 2004, tínhamos endividamento de R$ 5.528 milhões. O nosso elevado endividamento aumenta a possibilidade de não termos caixa suficiente para pagar pontualmente o principal, juros e outros encargos relacionados a nosso endividamento. Adicionalmente, poderemos incorrer em endividamentos adicionais, periodicamente, para financiar aquisições estratégicas, investimentos, joint ventures ou para outros propósitos, sujeitos às restrições aplicáveis aos nossos financiamentos atuais. Caso nossa Companhia incorra em endividamentos adicionais, os riscos relacionados ao nosso endividamento elevado, incluindo nossa habilidade de pagar pontualmente o principal e juros de nossos financiamentos podem aumentar.

Nós podemos adquirir outras empresas no setor elétrico como já fizemos no passado, o que pode consumir tempo e atenção da nossa administração, sem necessariamente resultar em aumento da eficiência operacional.

Regularmente analisamos oportunidades para adquirir outras empresas, caso estejam disponíveis a preços atraent es, que se dediquem a atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Se adquirirmos outras empresas de energia elétri ca, isso consumirá uma parte do tempo e atenção da nossa administração e poderá aumentar nossa alavancagem ou reduzir nosso lucro. Além disso, podemos não ser capazes de integrar as atividades das empresas adquiridas visando obter as economias de escala e os ganhos de eficiência esperados que sempre nortei am essas aquisições, sendo que o insucesso destas medidas pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado de nossas operações.

Se não formos capazes de controlar as perdas com energia elétrica, o resultado de nossas operações pode ser adversamente afetado. Enfrentamos dois tipos de perdas de energia: perdas t écnicas e perdas comerci ais. Perdas técnicas são perdas que ocorrem normalmente no curso da atividade de distribuição de energia elét rica. Já as perdas comerciais de energia elétrica são resultantes de ligações ilegais e fraude. Em 2003, nossas perdas totais de energi a elétri ca foram de 8,7% na CPFL Paulista, 6,7% na CPFL Piratininga e 10% na RGE, em ambos os casos, da quantidade total de energia elétrica fornecida. Não podemos assegurar que o método que utilizamos no combate às perdas de energia elétri ca continuará tendo efeito. Um aumento nas perdas de energi a elétri ca pode afetar adversamente nossa situação financeira e o resultado de nossas operações.

RISCOS RELATIVOS ÀS NOSSAS AÇÕES ORDINÁRIAS

Um mercado secundário ativo e líquido para as Ações Ordinárias pode não se desenvolver, limitando a possibilidade de venda das Ações Ordinárias ao preço e no momento desejados.

Antes desta Oferta Global, as nossas Ações Ordinárias não eram negociadas em mercado de bolsa de valores ou em mercado de bal cão organizado. Para os fins desta Oferta Global, solicitamos a listagem das Ações Ordinárias na BOVESPA e das ADSs na NYSE. A liquidez de mercado dos valores mobiliários está freqüentemente relacionada à quantidade de ações detidas por acionistas que não sejam o acionista

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controlador ou partes a ele relacionadas. Mercados mais líquidos e ativos normalmente resultam em menor volatilidade de preços e execução mais eficiente de ordens de compra e venda de investidores. Não podemos prever se um mercado líquido de negociação das Ações Ordinári as desenvolver-se-á ou se tal mercado permanecerá líquido. Estes fatores podem afetar o valor de mercado e a liquidez das Ações Ordinárias.

Podemos não distribuir dividendos aos acionistas detentores de Ações Ordinárias.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações e nosso Estatuto Social, devemos distribuir a nossos acionistas pelo menos 25% de nosso lucro líquido anual sob a forma de dividendos. Veja Seção “ Dividendos e Política de Dividendos”. Este lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para compensar prejuízo ou então retido conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações e pode não ser disponibilizado para distribuição de dividendos. Podemos não distribuir dividendos a nossos acionistas em qualquer exercício social se nosso Conselho de Administração decidir que tal pagamento seria desaconselhável diante de nossa situação financeira.

Pode haver diluição do valor econômico de seu investimento.

Espera-se que o preço inicial da Oferta Global ao público das Ações Ordinárias exceda o valor patrimonial das Ações Ordinárias após esta Oferta Global. Conseqüentemente, os investidores que subscreverem ou adquirirem nossas Ações Ordinárias nesta Oferta Global sofrerão imediata redução e substancial diluição do valor contábil de seu investimento. Baseado no ponto médio da faixa de preço das Ações Ordinárias indicado na capa deste Prospecto e em nosso valor patrimonial em 30 de junho de 2004, o montante desta diluição pode ser de R$ 9,36 por Ação Ordinária. Adicionalmente, na medida em que futuras opções de compra de Ações Ordinári as sejam exercidas, incluindo o bônus de subscrição detido pelo IFC, pode haver diluição adicional do valor patrimonial por ação.

A venda de quantidades significativas de Ações Ordinárias após esta Oferta Global pode fazer com que o valor de mercado das Ações Ordinárias diminua.

Em virtude de um acordo de restrição à venda de ações (lock-up agreement), nós e os Acionistas Vendedores concordamos que, durante um prazo determinado e sujeito a determinadas exceções, não iremos emitir ou transferir, dentro de até 180 dias após a data deste Prospecto, qualquer ação ordinária ou qualquer opção de compra de Ações Ordinárias, ou quaisquer valores mobiliários conversíveis em Ações Ordinárias, ou que representem um direito de receber Ações Ordinárias. Após o término do prazo deste acordo, a negociação das Ações Ordinárias ant eriormente sujeitas a esta restri ção poderá ocorrer livremente. Caso qualquer um de nós decida vender uma quantia signi ficativa de Ações Ordinárias, ou se o mercado perceber nossa intenção de vendê-las, o valor de mercado das Ações Ordinárias pode diminuir significativamente.

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DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Baseado em R$18,50, o ponto médio da faixa de preço das Ações Ordinárias indicado na capa deste Prospecto receberemos recursos no montante de aproximadamente R$ 732,2 milhões, ou R$ 842,1 milhões caso ocorra o exercício integral das Opções. Pretendemos utilizar os recursos provenientes da parcela primária da Oferta Global principalmente para financiar investimentos em nossos projetos de geração no montante de aproximadamente R$350 milhões, mais especificamente nas usinas de geração de Foz do Chapecó e CERAN identificados na seção “ Atividades da Companhia – Expansão da Capacidade de Geração”, e para a modernização de nossas pequenas centrais hidroelétricas. Os recursos remanescentes serão utilizados para projetos de expansão futuros e investimentos relacionados, incluindo aquisições potenciais, bem como para fins diversos relacionados ao nosso negócio e para capital de giro. Não receberemos quaisquer recursos provenientes da venda das Ações Ordinárias de titularidade de nossos Acionistas Vendedores.

Esta destinação de recursos está demonstrada no quadro abaixo:

Destinação dos Recursos Montante dos Recursos R$ milhões %

Investimentos nas usinas de Foz do Chapecó e CERAN 350,0 47,8 Projetos de expansão futuros, investimentos (inclusive aquisições potenciais) e capital de giro

382,2 52,2

Total 732,2 100,0

O impacto dos recursos na situação patrimonial da Companhia encontra-se na tabela da seção “Capitalização”, na coluna “ Ajustado”. O impacto nos resultados será a redução do endividamento líquido da Companhia, e o maior nível de disponibilidade de recursos para investimentos.

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2. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA

• Informações sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos • Capitalização • Diluição • Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas • Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações • Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro • Atividades da Companhia • Administração • Principais Acionistas e Acionistas Vendedores • Operações com Partes Relacionadas • Descri ção do Capital Social • Dividendos e Política de Dividendos

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INFORMAÇÕES SOBRE OS TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS

Geral

Previamente à presente Oferta Global, não havia mercado de bolsa ou de balcão organizado para as nossas ações ordinárias. Realizamos pedidos para que nossas ações ordinárias sejam listadas na BOVESPA e nossas ADSs na NYSE. Não podemos garantir que um mercado ativo se desenvolverá para as nossas ações ordinárias, ou que as nossas ações ordinárias serão, após a Oferta Global, negociadas em bolsa a valor de mercado igual ou superior ao preço da Oferta Global. Nossas ações ordinári as serão admitidas à listagem na BOVESPA sob o símbolo “CPFE3” e na NYSE, na forma de ADSs, sob o símbolo “CPL”.

Negociação na BOVESPA

A BOVESPA é uma entidade sem fins lucrativos de propriedade de corretoras -membro. A negociação na BOVESPA só pode ser realizada pelas corretoras-membro e por um número limitado de não-membros autorizados. A BOVESPA tem duas sessões de pregão por dia, das 11:00h às 13:30h e das 14:30h às 17:45h, horário de São Paulo, exceto durante o período do horário de verão nos Estados Unidos da América. Durante o período de horário de verão nos Estados Unidos da América, os pregões são das 10:00h às 13:00h e das 14:00h às 16:45h, horário de São Paulo, para espelhar os horários de negociação da Bolsa de Valores de Nova Iorque. As negociações também ocorrem, das 11:00h às 18:00h, ou entre 10:00h e 17:00h durante o período de horário de verão nos Estados Unidos da América, em um sistema automatizado conhecido como o Sistema de Negociação Assistida por Computador na BOVESPA e no Sistema Eletrônico de Negociação Nacional. Este é um sistema computadorizado que se une eletronicamente às sete outras bolsas de valores regionais menores. A BOVESPA também permite negociações das 17:45h às 19:00h por um sistema online denominado “ after market”, conectado a corretoras tradicionais e a corretoras que operam pela internet. As negociações no “ after market” estão sujeitas a limites regulatórios sobre volatilidade de preços e sobre o volume de ações negociadas pelas corretoras que operam pela Internet. Não há especi alistas ou formadores de mercado reconhecidos oficialmente para nossas ações no Brasil.

Quando acionistas negociam ações na BOVESPA, a liquidação acontece três dias úteis após a dat a da negociação, sem correção monetária do preço de compra. O vendedor deve entregar as ações à Bolsa no segundo dia útil após a data da negociação. A entrega e o pagamento das ações são realizados por meio das instalações da Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.

A fim de manter um melhor controle sobre volatilidade, a BOVESPA adotou um sistema “ circuit breaker” de acordo com o qual as sessões de negociação podem ser suspensas por um período de 30 minutos ou uma hora sempre que os índices da BOVESPA caírem abaixo dos limites de 10% ou 15%, respectivamente, com relação ao índice registrado na sessão de negociação anterior.

Regulação do Mercado Brasileiro de Valores Mobiliários

O mercado brasileiro de valores mobiliários é regulado pela CVM, que tem autoridade para regulamentar as bolsas de valores e mercado de valores mobiliários, bem como pelo BACEN, que tem, entre outros poderes, a autoridade para licenciar corretoras de valores e para regular investimentos estrangeiros e operações de câmbio. O mercado brasileiro de valores mobiliários é regulado pela Lei das Sociedades por Ações e pela Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, conforme alterada e complementada, sendo que esta é a principal lei que regula o mercado brasileiro de valores mobiliários, conforme alteradas pela Lei n.º 10.198, de 14 de fevereiro de 2001, pela Lei n.º 10.303, de 31 de outubro de 2001 e pela Lei n.º 10.411, de 26 de fevereiro de 2002, e por regulamentos da CVM, do CMN e do BACEN. Estas leis e regulamentos entre outros, determinam os requisitos de divulgação de informações aplicáveis a emissoras de valores mobiliários publicamente negociados, as sanções penais por negociação de ações utilizando informação privilegiada e manipulação de preço, e a proteção de acionistas minoritários. Tais leis e regras também regulam o licenciamento e supervisão das corretoras de valores e a governança das bolsas de valores brasileiras.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, uma companhia pode ser aberta (e listada) ou fechada (e não listada). Todas as companhias listadas estão registradas na CVM e fi cam sujeitas a obrigações de divulgação periódica de informações e de divulgação de quaisquer fatos relevantes. Uma companhia registrada na CVM

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pode negociar seus valores mobiliários na BOVESPA ou no mercado de balcão brasileiro. Ações de companhias listadas na BOVESPA não podem ser negociadas simultaneamente nos mercados de bal cão brasileiros. As ações de uma companhia listada também podem ser negociadas fora de bolsa, observadas as diversas limitações impostas a este tipo de negociação. Para ser listada na BOVESPA, uma companhia deve requerer o registro à BOVESPA e à CVM.

A negociação de valores mobiliários na BOVESPA pode ser interrompida mediante solicitação de uma companhia antes da publicação de fato relevante. A negociação também pode ser suspensa por iniciativa da BOVESPA ou da CVM, com base em ou devido a, entre outros motivos, indícios de que a companhia tenha fornecido informações inadequadas com relação a um fato relevante ou forneceu respostas inadequadas a questionamentos feitos pela CVM ou pela BOVESPA.

Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa e Novo Mercado

Em 2000, a BOVESPA introduziu três segmentos especiais para listagem, conhecidos como Níveis 1 e 2 de Práticas Di ferenci adas de Governança Corporativa e Novo Mercado. O objetivo foi criar um mercado secundário para valores mobiliários emitidos por companhias abertas brasileiras que sigam melhores práticas de governança corporativa. Os segmentos de listagem são destinados à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir 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.

Para tornar-se uma companhia Nível 1, além das obrigações impostas pela legislação brasileira vigente, uma emissora deve: (1) assegurar que suas ações, representando 25% do seu capital total, estejam em circulação no mercado; (2) adotar, sempre que fi zer uma oferta pública, procedimentos que favoreçam a dispersão acionári a; (3) cumpri r padrões mínimos de divulgação trimestral de informações; (4) seguir políticas mais rígidas de divulgação com relação às negociações realizadas por acionistas controladores, conselheiros e diretores, envolvendo valores mobiliários emitidos pela companhia; (5) divulgar a existênci a de quaisquer acordos de acionistas e programas de stock options; e (6) disponibilizar aos acionistas um calendário de eventos societários.

Para tornar-se uma companhia Nível 2, além das obrigações impostas pela legislação brasileira vigente, uma emissora deve: (1) cumprir todos os requisitos para listagem de companhias Nível 1; (2) conceder o direito a todos os acionistas de participar da oferta pública de aquisição de ações em decorrência de uma alienação do controle da companhia, oferecendo para cada ação ordinári a o mesmo preço pago por ação do bloco de controle e para cada ação preferencial 70% do preço pago por ação do bloco de controle; (3) conceder direito de voto a detentores de ações preferenci ais com relação a determinadas matéri as, tais como (i) transformação, incorporação, cisão e fusão da Companhia; (ii) aprovação de contratos entre a Companhia e o acionista controlador, diretamente ou por meio de t erceiros, dentre os quais qualquer parte relacionada ao acionista controlador; (iii) aprovação da avaliação de bens destinados à integralização de aumento de capital da Companhia; (iv) nomeação de empresa especializada para avaliação do valor econômico das ações de emissão da Companhia, no caso de realização de oferta pública de aquisição em decorrência do cancelamento do registro no Nível 2 de Práticas Diferenci adas de Governança Corporativa; e (v) qualquer alteração aos direitos de voto mencionados nos itens anteriores; (4) limitar o mandato de todos os membros do Conselho de Administração a um ano; (5) preparar demonstrações financeiras trimestrais e anuais, incluindo demonstrações de fluxo de caixa, em idioma inglês, de acordo com padrões internacionais de contabilidade; (6) se a companhia optar por ser retirada da listagem no Nível 2, seu acionista controlador deverá fazer uma oferta pública de aquisição de ações (sendo que o preço mínimo das ações a serem oferecidas será determinado por laudo de avaliação a ser produzido por perito); e (7) aderir à Câmara de Arbitragem de Mercado da BOVESPA para a resolução de disputas entre a companhia, os controladores e seus investidores.

Para ser listada no Novo Mercado, uma emissora deve cumprir todos os requisitos descritos acima, bem como (1) emitir somente ações ordinárias; e (2) conceder direito de participar da oferta pública de aquisição de ações para todos os acionistas, em decorrência de uma alienação do controle da companhia, oferecendo para cada ação ordinária o mesmo preço pago por ação do bloco de controle.

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De modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, cel ebramos um contrato com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado. De acordo com o contrato de adesão ao Novo Mercado celebrado com a BOVESPA, nossa Companhia deverá, imediatamente após a Ofert a, ter um percentual de ações em circul ação de, no mínimo, 10% e, em até três anos, atingir o percentual mínimo de ações em circul ação de 25%. O contrato de adesão ao Novo Mercado entra em vigor após a publicação do Anúncio de Início desta Oferta.

Debêntures

Em abril de 2003, a Companhia realizou oferta pública de 180.000 (cento e oitenta mil) debêntures, não conversíveis em ações, todas nominativas, escriturais, em duas séries, com valor nominal unitário na data de emissão de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante de R$1.800.000.000,00 (um bilhão e oitocentos milhões de reais). As debêntures da 1ª Série são da espécie com garantia real (penhor de ações da CPFL Paulista e CPFL Geração detidas pela Companhia e fiança dos acionistas controladores) e as debêntures da 2ª Série são da espécie subordinada. As debêntures são remuneradas a taxa DI mais 2,85%. As debêntures da 2ª série foram canceladas.

O vencimento das debêntures será em abril de 2008, mas a Companhia planeja amortizá-las em outubro de 2004. O montante do saldo total não amortizado em 30 de junho de 2004 era de aproximadamente R$753,1 milhões (excluídas as debêntures mantidas em tesouraria).

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CAPITALIZAÇÃO A tabela a seguir descreve nosso endividamento de curto e de longo prazo e capitalização total, em 30 de junho de 2004, reais e ajustados de modo a refletir a emissão e venda de 39.575.729 Ações Ordinárias no montante de aproximadamente R$ 732,2 milhões. O reajuste é baseado em R$ 18,50, o ponto médio da faixa de fixação do preço por ação ordinária indicado na capa deste Prospecto. Com base neste preço, receberemos recursos no montante total de aproximadamente R$ 732,2 milhões, ou R$ 842,1 milhões caso ocorra o exercício integral das Opções, em ambos os casos, após a dedução das comissões e despesas incorridas na Oferta Global pelo Coordenador Global e pelo Coordenador Líder a serem pagas por nós. Não receberemos qualquer recurso que seja resultante da venda das Ações Ordinári as e das ADSs pelos Acionistas Vendedores. Não ocorreu qualquer alteração relevante em nossa capitalização desde 30 de junho de 2004, exceto: (i) o grupamento de ações (de 10 para 1) realizado em 13 de agosto de 2004, que reduziu o número total de Ações Ordinárias para 411.869.796 e (ii) o que estiver refl etido na tabela abaixo. O investidor deve ler esta tabela em conjunto com as informações das Seções “ Apresentação das Informações Financeiras”, “ Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas”, “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financei ra e o Resultado das Operações” e nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas e nossas demonstrações financeiras semestrais, objeto de revisão especial pelos auditores independentes, e respectivas notas, constantes deste Prospecto.

30 de junho de 2004 Real Ajustado (em milhões de R$)

Endividamento de curto prazo:

Empréstimos e Financiamentos.................................. 942 942 Debêntures................................................................... 251 251 Encargos de Empréstimos e Debêntures ..................... 133 133 Swap............................................................................. - - 1.326 1.326 Endividamento de longo prazo: Empréstimos e Financiamentos................................... 2.269 2.269 Debêntures................................................................... 2.067 2.067 Swap............................................................................. 3 3 4.339 4.339 Patrimônio líquido: Capital Social............................................................... 3.397 4.130 Prejuízos Acumulados................................................. (3) (3)

3.394 4.127 Total do Patrimônio Líquido .......................................

Capitalização Total (1).................................................. 7.733 8.466 (1) A capitalização total inclui o endividamento de longo prazo e o patrimônio líquido.

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DILUIÇÃO

Em 30 de junho de 2004, nosso patrimônio líquido era de aproximadamente R$3,39 bilhões, sendo que o valor patrimonial por ação, nesta data, era de, aproximadamente, R$0,82 por ação. Em 13 de agosto de 2004 realizamos um grupamento de ações (de 10 para 1) e o efeito do grupamento em nosso patrimônio líquido por ação tornaria este valor equivalente a R$8,24 por ação, ou seja, a divisão do nosso patrimônio líquido em 30 de junho de 2004 por 411.869.796, o número total de Ações Ordinárias em 13 de agosto de 2004 (após a realização do grupamento).

Após efetuarmos a emissão, no âmbito da oferta primári a, de 39.579.729 Ações Ordinári as, assumindo o não exercício integral das opções de Ações Adicionais e considerando-se o ponto médio da faixa de preço indicada na capa deste prospecto, i.e., o preço de emissão de R$ 18,50 por Ação Ordinária, o valor patrimonial contábil será de, aproximadamente, R$ 4,13 bilhões.

O quadro a seguir ilustra a diluição por Ação de emissão da Companhia. Ações

Ordinárias (em R$) Preço de Emissão por Ação...................................................................................................................... 18,50 Valor Patrimonial por Ação em 30 de junho de 2004.............................................................................. 0,82 Valor Patrimonial por Ação em 30 de junho de 2004 (com o efeito do grupamento de ações)............... 8,24 Valor Patrimonial por Ação após a Oferta............................................................................................... 9,14 Aumento no valor patrimonial por Ação ................................................................................................. 0,90 Diluição por Ação para novos investidores.............................................................................................. 9,36

O preço por ação é inferior ao preço pago pelos acionistas controladores no aumento de capital realizado em 2003 e superior ao preço pago pelos acionistas controladores no aumento de capital realizado em 2002. Estas foram as únicas aquisições de Ações Ordinárias pelos acionistas controladores nos últimos cinco anos. Os conselheiros detêm apenas uma Ação Ordinária cada um. Os diretores estatutários não detêm Ações Ordinárias.

O Preço por Ação não guarda rel ação com o valor patrimonial e foi fixado com base na colet a de intenções de investimento (bookbuilding) realizada junto ao público.

Na ofert a primária, nossos atuais acionistas minoritários que optarem por não subscrever o montante proporcional de ações necessário à manutenção da respectiva participação no nosso capital social, sofrerão uma diluição acionária imediata, passando de, aproximadamente, [•]% de participação no nosso capital total para [•]% de participação, conforme o quadro ilustrativo a seguir:

Ações

Ordinárias Acionistas Minoritários(1) Quantidade Participação

(%) Situação anterior à Oferta 14.084.507 3,42 Situação posterior à Oferta(2)

14.084.507 3,12

(1) considerados como os acionistas que não exercem o controle da Companhia. (2) considerando que os acionistas minoritários não participaram da Oferta.

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INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OPERACIONAIS SELECIONADAS

Apresent amos a seguir informações financeiras e operacionais históricas. As informações abaixo devem ser lidas e analisadas em conjunto com nossas demonstrações financeiras auditadas e consolidadas e nossas demonstrações financeiras semestrais, objeto de revisão especial pelos auditores independentes, e respectivas notas explicativas, incluídas neste Prospecto, com as informações contidas nas Seções “ Apresentação das Informações Financeiras” e “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações”.

As informações financeiras de 31 de dezembro de 2003 e 2002 e para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2003, 2002 e 2001 foram extraídas das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas, incluídas neste Prospecto. As informações financeiras de 30 de junho de 2004 e para os períodos de seis meses encerrados em 30 de junho de 2004 e 2003 foram extraídas das nossas demonstrações financeiras consolidadas não auditadas e também incluídas neste Prospecto. As informações financeiras relativas ao período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2004 não são necessariamente um indicador dos resultados de nossas operações em relação a todo o exercício social a ser encerrado em 31 de dezembro de 2004. As informações financeiras incluídas no presente Prospecto foram apresentadas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros, que diferem em certos aspectos significativos do GAAP dos Estados Unidos. A nota explicativa n.º 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 contém a descrição das principais diferenças entre os Princípios Contábeis Brasileiros e o GAAP dos Estados Unidos, na medida em que forem relacionadas à nossa Companhia, e a reconciliação do lucro (prejuízo) líquido e patrimônio líquido com o GAAP dos Estados Unidos.

As demonstrações financeiras utilizadas neste Prospecto foram objeto de determinadas recl assi ficações e adaptações realizadas com o objetivo de aproximá-las às práticas de divulgação determinadas pelos Princípios Contábeis Norte-Americanos. Como resultado, as demonstrações anexas a este Prospecto não são idênticas as nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas e Informações Trimestrais elaboradas de acordo com a legislação societária (também anexas a este Prospecto).

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Informações das Demonstrações do Resultado




Princípios Contábeis Brasileiros Receita Operacional ............................. 4.637 3.765 8.082 6.823 5.953 3.604 2.928

Receita Operacional Líquida................ 3.461 2.829 6.057 5.264 4.842 2.785 2.242 Custos da Operação:

Energia Elétrica Comprada para Revenda.............................................. 1.670 1.421 3.020 2.557 2.314 1.260 1.089 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Conexão...................... 311 210 446 314 386 181 94 Pessoal................................................ 98 92 169 162 154 175 133 Entidade de Previdência Privada........ 87 102 84 129 114 6 11 Material.............................................. 17 9 22 22 31 16 14 Serviços de Terceiros......................... 40 41 84 87 48 31 28 Depreciação e Amortização............... 129 128 256 223 201 145 131 Conta Consumo Combustível (CCC). 218 161 339 292 290 138 80 Custo do Serviço Prestado por Terceiros ............................................ 0 0 5 3 4 3 1 Outros Custos de Operação................ 4 5 10 10 18 23 10

2.574 2.170 4.436 3.796 3.562 1.978 1.591 Despesas Operacionais:

Despesas com vendas......................... 84 62 148 176 133 100 99 Despesas gerais e administrativas...... 133 122 279 282 205 162 136 Outras despesas Operacionais............ 11 13 20 16 10 15 36 Amortização do Ágio......................... 69 264 532 528 407 323 99

296 461 980 1.001 755 600 370

Lucro Operacional................................ 590 198 642 466 525 207 281 Resultado Financeiro............................ (309) (506) (821) (1.301) (594) (312) (260) Resultado Não Operacional.................. (5) 14 44 10 (29) (5) (86) Contribuição Social e Imposto de Renda.................................................... (120) (14) (111) 88 (123) (46) (40) Lucro Líquido (Prejuízo) antes do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores.................................. 156 (308) (247) (736) (221) (156) (105) Item Extraordinário líquido dos efeitos tributários(1)............................... (16) (16) (34) (34) Participação de Acionistas Não Controladores. ...................................... (10) 7 (2) 21 (8) 3 (20) Lucro (Prejuízo) do Exercício.............. 130 (317) (282) (749) (229) (153) (125)

Lucro Líquido (Prejuízo) por ação, antes do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores (2) .................................... 0,04 (0,09) (0,06) (0,22) (0,07) (0,05) (0,06) Lucro (Prejuízo) por Ações (2).............. 0,03 (0,09) (0,07) (0,22) (0,07) (0,05) (0,07) Quantidade de Ações Ordinárias em circulação ao final do exercício (em milhões)(2) (3).......................................... 4.119 3.391 4.119 3.391 3.374 3.041 1.727 (1) Efeito de mudança no método de contabilização de planos de benefícios de natureza previdenciária, líquido de impostos. (2) De acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros, estas informações não foram ajustadas para refletir o grupamento de ações (de 10 para 1) realizado em 13 de agosto de 2004, que reduziu o número total de Ações Ordinárias para 411.869.796. Caso estas informações fossem ajustadas para refletir o grupamento de ações, elas seriam as seguintes:

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Período de Seis Meses

Encerrado em 30 de junho de Exercício Social

Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 2000 1999 (em milhões de R$, com exceção da quantidade de ações)

Lucro Líquido (Prejuízo) por ação,

antes do item extraordinário e da participação de acionistas não controladores........................................ 0,38 (0,91) (0,60) (2,17) (0,66) (0,51) (0,61) Lucro (Prejuízo) por Ações..................... 0,32 (0,93) (0,68) (2,21) (0,68) (0,50) (0,72) Quantidade de Ações Ordinárias em circulação ao final do exercício (em milhões)............................................... 412 339 412 339 337 304 173 (3) Para períodos encerrados antes de 2002, o número de Ações Ordinárias em circulação foi ajustado retroativamente para refletir o efeito de nossa reorganização de agosto de 2002. O cálculo do número de Ações Ordinárias em circulação no final de cada exercício foi realizado com base na razão de permuta de nossas ações pelas ações da CPFL Paulista e da CPFL Geração em agosto de 2002, que foi de 1 ação para 9,42 ações para a Paulista e de 1 ação para 184,03 ações para a CPFL Geração. Balanço Patrimonial

30 de

junho de 31 de dezembro de 2004 2003 2002 2001 2000 1999 (em milhões de R$, com exceção de ações e dados por ações)

Princípios Contábeis Brasileiros Ativo Circulante:

Disponibilidades .................................. 591 375 177 136 399 642 Contas a Receber................................. 1.516 1.479 1.629 1.228 617 365 Total do Ativo Circulante.................... 2.897 2.376 2.819 1.738 1.472 1.208

Realizável a Longo Prazo:

Contas a Receber................................. 747 728 768 731 Total do Ativo Realizável a Longo

Prazo....................................................... 2.183 2.388 1.841 1.455 476 487 Permanente

Imobilizado.......................................... 4.646 4.452 4.383 3.997 2.573 2.188 Ágio ou Deságio.................................. 3.169 3.237 3.774 4.279 2.953 3.186 Total do Ativo Permanente.................. 7.353 7.278 7.762 7.884 5.353 5.139

Total Ativo ............................................. 12.432 12.042 12.421 11.077 7.301 6.834 Passivo Circulante: Dívidas de Curto-Prazo (1).................... 1.325 1.178 3.379 1.867 598 831 Total do Passivo Circulante................. 2.917 2.513 4.866 3.206 1.366 2.022 Passivo Exigível a Longo Prazo: Dívida de Longo Prazo......................... 4.336 4.361 3.836 3.574 2.738 732 Total do Passivo Exigível a Longo Prazo....................................................... 5.928 5.948 5.242 4.788 2.792 1.291 Participação de Acionistas Não Controladores......................................... 193 192 193 231 245 232 Patrimônio Líquido ................................ 3.394 3.389 2.121 2.852 2.898 3.289 Total do Passivo e Patrimônio Líquido ................................................... 12.432 12.042 12.421 11.077 7.301 6.834

(1) As dívidas de curto prazo incluem parcela da dívida de longo prazo e juros incorridos.

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Informações Operacionais



Encerrado em 31 de dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 2000 1999

Energia Elétrica Faturada (em GWh): Residencial........................................... 4.129 4.070 8.124 7.779 7.164 6.541 6.166 Industrial .............................................. 8.567 8.126 16.909 15.731 14.172 10.361 9.553 Comercial, Serviços e Outros............... 2.447 2.389 4.752 4.485 4.038 3.399 3.007 Rural..................................................... 757 692 1.550 1.466 1.141 916 926 Poderes Públicos.................................. 364 368 736 639 614 582 531 Iluminação Pública............................... 531 515 1.048 1.012 899 797 772 Serviço Público.................................... 671 657 1.352 1.297 1.217 1.017 962 Consumo Próprio ................................. 11 13 25 31 33 38 30

Total da Energia Faturada.................... 17.477 16.830 34.496 32.440 29.278 23.651 21.947 Total de Consumidores Ativos (1)........... 5.410.756 5.276.479 5.340.632 5.192.820 4.990.741 3.656.984 2.900.900 Capacidade Instalada (MW)................... 812 812 812 812 143 143 143 Energia Assegurada (GWh).................... 1.899 1.899 3.804 3.856 723 723 723 Energia Gerada (GWh)........................... 1.481 1.795 2.633 2.433 405 443 492 (1) Consumidores ativos são consumidores conectados à rede de distribuição, ao invés de consumidores faturados ao final do exercício social. Outras Informações




EBITDA: Lucro (Prejuízo) Líquido nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros.... 130 (317) (282) (749) (229) (153) (125) Mais: Resultado Financeiro............................ 309 506 821 1.301 594 312 260 Contribuição Social e Imposto de Renda.................................................... 120 14

111

(88)

123

46

40

Depreciação.......................................... 141 139 279 273 229 165 181 Amortização.......................................... 68 264 532 528 407 323 99

EBITDA (1).......................................... 768 606 1.461 1.265 1.124 693 455 (1) O EBITDA representa o lucro (prejuízo) líquido antes do resultado financeiro, contribuição social e imposto de renda e depreciação e amortização. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa para o lucro (prejuízo) líquido, como um indicador de nossa performance operacional, ou uma alternativa para fluxo de caixa como um indicador de liquidez. Nossa administração acredita que o EBITDA é uma medida prática para aferir nossa performance operacional e permitir uma comparação com outras companhias. Entretanto, ressaltamos que o EBITDA não é uma medida estabelecida de acordo com os Princípios Contábeis Brasileiros e pode ser definido e calculado de maneira diversa pelas diferentes companhias.

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ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E O RESULTADO DAS OPERAÇÕES

Esta análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras auditadas e demonstrações financeiras semestrais sujeitas a revisão especial e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras auditadas constantes do presente Prospecto foram elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros. Em relação à oferta de ADSs no exterior, elaboramos nota explicativa às demonstrações financeiras auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 reconciliando nossas demonstrações financeiras ao GAAP dos Estados Unidos. A nota explicativa n.º 30 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 contém uma descrição das principais diferenças entre os Princípios Contábeis Brasileiros e o GAAP dos Estados Unidos, no que concerne à nossa Companhia, bem como a reconciliação do lucro líquido (prejuízo) do exercício social e do patrimônio líquido. As demonstrações financeiras utilizadas neste Prospecto foram objeto de determinadas reclassificações e adaptações realizadas com o objetivo de aproximá-las às práticas de divulgação determinadas pelos Princípios Contábeis Norte-Americanos. Como resultado, as demonstrações anexas a este Prospecto não são idênticas as nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas e Informações Trimestrais elaboradas de acordo com a legislação societária (também anexas a este Prospecto). Veja Seção “Apresentação das Informações Financeiras”.

Temos três subsidiárias concessionári as de serviços de distribuição de energia el étrica: CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE. Contabilizamos a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga pelo método de consolidação integral. Contabilizamos a RGE utilizando o método de consolidação proporcional e, portanto, cada linha de nossas demonstrações financeiras inclui 67,07% das demonstrações da RGE. Adicionalmente, contabilizamos quatro de nossas subsidiárias de geração que estão atualmente em construção de acordo com o método de consolidação proporcional. Veja Seção “ Apresentação das Informações Financeiras”.

A comparabilidade do nosso desempenho financeiro em 2002 e 2001 foi afetada por, entre outras, as seguintes aquisições e reorganizações:

• Até setembro de 2001, detínhamos uma participação de aproximadamente 42,44% na Bandeirante Energia, a qual foi cindida em duas sociedades, a CPFL Piratininga e Bandeirante Energi a. Subseqüentemente, permutamos nossa participação na Bandeirante Energi a por participação adicional na CPFL Piratininga. Conseqüentemente, consolidamos a Bandeirante Energia pelo método de consolidação proporcional até setembro de 2001 e passamos a consolidar integralmente a CPFL Piratininga a partir de outubro de 2001.

• A aquisição da Semesa, uma subsidiária de geração, a qual está integralmente consolidada a partir de dezembro de 2001.

• A aquisição de uma participação de 67,07% na RGE, que passou a ser consolidada pelo método proporcional a partir de julho de 2001.

Visão Geral

Somos uma holding que, através de nossas subsidiárias, (a) distribui energia elétrica para consumidores em nossas áreas de concessão, (b) gera energia el étrica e está desenvolvendo novos proj etos de geração e (c) comerci aliza energia el étrica e fornece serviços de valor agregado rel acionados ao setor elétrico. Nossa performance financeira é influenciada principalmente pelas nossas margens e pela geração de caixa de nossas distribuidoras. Nos últimos anos estas atividades têm proporcionado margens relativamente estáveis e o fluxo de caixa, embora sujeito a flutuações no curto prazo, tem se mantido estável no médio prazo. Partindo da premissa de que o cenário econômico e regulatório permanecerá estável até o final do ano de 2004 e em 2005, a Companhia espera um pequeno aumento na quantidade de energia distribuída e a manutenção das margens atuais.

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Concomitantemente à otimização dos resultados de nossas atividades de distribuição, estamos implementando duas iniciativas para melhorar nossa performance financei ra futura. A primeira é o aumento da nossa capacidade de geração, na medida em que nossos projetos de geração progressivamente iniciem operações até 2008. Da nova capacidade de geração projetada, aproximadamente 7,2% estará disponível até o final de 2004 e 60% estará disponível até o segundo trimestre de 2006. Temos a intenção de utilizar esta energia elétri ca para o suprimento das nossas distribuidoras e esperamos que esta integração traga benefícios as nossas margens consolidadas e ao nosso fluxo de caixa. A segunda iniciativa é o desenvolvimento de nossa subsidiária de comerci alização e prestação de servi ços relacionados ao setor elétrico, em um setor que está sendo remodelado e gradativamente liberalizado. Não obstante ser di fícil estimar a importância que atividades de comerci alização e prestação de serviços terão no futuro, acreditamos que elas irão proporcionar receitas adicionais sem necessidade de um investimento substancial, através de atividades que não são atualmente sujeitas à regulamentação governamental.

Evidentemente, existem fatores extrínsecos, que podem ter um impacto relevante (positivo ou negativo) em nosso resultado, tal como verificado recentemente com a crise no abastecimento de energia elétrica e os aumentos nas taxas de juros. Através da redução de nossos empréstimos e financiamentos, diminuimos nossa vulnerabilidade a alguns destes fatores. Dentre estes fatores extrínsecos, destacamos aqueles relacionados à regulamentação governamental. Não obstante, acreditamos que o ambiente regulatório atual é razoavelmente promissor.

Histórico

Tarifa de Distribuição

Nosso resultado operacional é afet ado significativamente por mudanças nas tarifas de energia elétrica. Mais especi fi camente, a maior parte de nossa receita operacional é derivada da venda de energia elétrica para consumidores cativos com base em tarifas reguladas. Em 2003, as vendas para consumidores cativos representaram 85,4% da quantidade de energia el étrica vendida e a receita gerada por nossas distribuidoras representou 93,9% da nossa receita operacional. Nos primeiros seis meses de 2004, as vendas para consumidores cativos represent aram 83,8% da quantidade de energia elétrica vendida e a receita gerada por nossas distribuidoras representou 89,6% da nossa receita operacional.

A receita operacional e as margens da nossa Companhia dependem substancialmente do processo de reajuste anual e a nossa administração empenha-se na manutenção de um relacionamento construtivo com a ANEEL, com o Governo e com os demais participantes do mercado, para que o processo de revisão tari fári a reflita adequadamente nossos interesses e os interesses dos nossos consumidores e acionistas. Para uma descrição mais detalhada da tarifa de distribuição, veja a Seção “ Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro – Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica” e “ Atividades da Companhia – Consumidores, Análise da Demanda e Tarifas – Análise da Demanda”.

As tarifas são estabelecidas separadamente para cada uma de nossas três distribuidoras da seguinte maneira:

• Nossos contratos de concessão prevêem um mecanismo de reajuste anual para repassar aos consumidores as alterações nos custos, os quais, para este fim, são divididos entre custos não-gerenciáveis (conhecidos como Parcel a A) e custos gerenciáveis (conhecidos como Parcela B). Os custos da Parcela A incluem, entre outros, o aumento dos preços dos contratos de fornecimento de longo prazo, e os custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno nos investimentos em nossas concessões e sua expansão, bem como os custos de manutenção e outros custos operacionais. Com a implantação das recentes reformas regulatórias, o repasse pelas distribuidoras dos custos relacionados à aquisição de energia elétrica se tornou sujeito a determinadas limitações, incluindo limitações relacionadas à imprecisão nas projeções de demanda de energia elétrica e limitações vinculadas a um valor máximo, denominado Valor Anual de Referência, que é a média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica nos leilões da ANEEL para o Ambiente de Contratação Regulada – ACR com 5 (cinco) e 3 (três ) anos de ant ecedênci a, calculado para o conjunto de todas as distribuidoras do País. O Valor Anual de Referênci a é aplicado nos três primeiros anos de vigência dos contratos de aquisição de energia e a partir do quarto ano, os custos individuais de aquisição serão repassados integralmente. Adicionalmente, existem outras hipóteses limitadoras do

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repasse integral do custo de aquisição de energia elétri ca para as tari fas cobradas dos consumidores finais. Para uma descrição mais detalhada das novas disposições de repasse do custo de aquisição de energia nas tari fas veja “ Visão Geral do Setor Elétrico – Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”. Os contratos pré-existentes e já aprovados pela ANEEL serão respeitados e seu repasse às tari fas seguirá as regras vigentes à época de sua celebração, ou seja, repasse integral do custo de energia elétri ca adquirida sob estes contratos sujeito ao limite calculado com base no valor nominativo (determinado pela ANEEL). O reajuste anual ocorre todo mês de abril para a CPFL Paulista e a RGE e em todo mês de outubro para a CPFL Piratininga.

• Nossos contratos de concessão prevêem uma revisão periódica a cada cinco anos para a CPFL Paulista e a RGE e a cada quatro anos para a CPFL Piratininga, para restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da concessão e para determinar o fator de redução do IGP-M relativo à Parcela B (conhecido como Fator X). As primeiras revisões tarifárias periódicas ocorreram em 2003.

• Nossos contratos de concessão prevêem, ainda, a possibilidade de uma revisão tarifári a extraordinária para compensar alterações imprevisíveis na nossa estrutura de custos. Atualmente, temos em nossas tarifas uma recomposição tari fária extraordinária, que é um reajuste suplementar autorizado em decorrênci a da crise no abastecimento de energi a de 2001-2002. Veja” – A Crise no Abastecimento de Energi a de 2001-2002 e Medidas Relacionadas” abaixo.

Até 2002, os reajustes anuais foram idênticos em termos percentuais com relação a todas as classes de consumidores. A partir de 2003, os aumentos de tarifas passaram a ser aplicados de maneira di ferenci ada para cada classe de consumidores, havendo, em geral, aumentos maiores para consumidores atendidos em tensões mais elevadas, de modo a reduzir os efeitos de subsídios cruzados, que foram historicamente concedidos a esses consumidores. A tabela a seguir apresenta o aumento em termos percentuais de cada reajuste anual de 2001 até a data dest e Prospecto. O aumento porcentual das tari fas deve ser avaliado à luz da taxa da inflação brasileira. Veja “ - Histórico – Conjuntura Econômica Brasileira”.

CPFL Paulista CPFL Piratininga RGE

2001 ............................................................... 17,13% 19,53% 18,21% 2002 ............................................................... 11,60% 17,01% 12,20% 2003:

Média.................................................... 20,19% 14,68% (1) 27,40% Por categoria de tensão:

A1 (230 kV ou mais)................... – 19,32% 31,80% A2 (88 a 138 kV)......................... 25,24% 17,94% – A3 (69kV).................................... 21,49% – 29,10% A3a (30kV a 44 kV) .................... 18,25% – 25,80% A4 (2,3kV a 25 kV) ..................... 20,80% 14,20% 29,60% BT ................................................ 19,20% 13,25% 25,50%

Por categoria de consumidor: residencial.................................... 19,20% 13,25% 25,50% industrial ...................................... 21,89% 16,39% 28,60% comercial ..................................... 19,64% 13,74% 26,90% rural.............................................. 20,06% 13,60% 27,60% poder público............................... 19,91% 13,78% 27,80% iluminação pública....................... 19,21% 13,24% 25,50% serviço público............................. 20,30% 14,26% 28,60% consumo próprio.......................... 19,60% 13,28% 28,10%

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2004:

Correção de 2003 (2)............................ 1,55% 0,60% Média.................................................... 13,63% (3) 14,37% Por categoria de voltagem:

A1 (230 kV ou mais)................... – 25,70% A2 (88 a 138 kV)......................... 28,28% – A3 (69kV).................................... 21,75% 24,00% A3a (30kV a 44 kV) .................... 13,06% 13,90% A4 (2,3kV a 25 kV) ..................... 18,45% 21,70% BT ................................................ 8,91% 10,20%

Por categoria de consumidor: residencial.................................... 8,92% 8,60% industrial ...................................... 20,80% 19,40% comercial ..................................... 12,25% 11,70% rural.............................................. 11,48% 9,60% poder público............................... 13,02% 12,50% iluminação pública....................... 8,90% 8,60% serviço público............................. 16,62% 16,80% consumo próprio.......................... 11,96% 11,90%

(1) O reajuste anual da CPFL Piratininga em 2003 ficou em média em 18,08%, porém 3,4% foi diferido para o período 2004-2006.

(2) O reajuste anual da CPFL Paulista e RGE em 2004 incluiu uma correção do reajuste anual de 2003. (3) O reajuste anual da CPFL Piratininga está programado para ocorrer em outubro de 2004.

Consumidores Livres

Com o intuito de promover transações mais competitivas de energia elétri ca, o governo modificou a regulamentação do setor permitindo que determinados consumidores possam deixar o ambiente de tarifas reguladas e tornarem-se consumidores livres, com direito a contratar seu fornecimento de energia elét rica com qualquer fornecedor. Veja Seção “ Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro – A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico – Ambiente de Contratação Livre – ACL”. Atualmente, em comparação ao número total de consumidores cativos de nossa Companhia, o número de consumidores potencialmente livres é rel ativamente pequeno, no entanto eles representam um percentual rel evante da nossa receita e da quantidade de energia elétrica distribuída. No ano de 2003 e no primeiro semestre de 2004, aproximadamente um terço da quantidade de energia elét rica distribuída pela nossa Companhia foi destinada a consumidores potencialmente livres. A maioria dos nossos consumidores potencialmente livres não optou por tornar-se um consumidor livre. Acreditamos que isto ocorreu (i) por estes consumidores terem considerado que as vantagens comparativas de um contrato de longo prazo com taxas de energia elétrica inferiores à tarifa atual podem ser superadas pelas desvantagens relacionadas a custos adicionais (em particular, a tarifa pelo uso do sistema de transmissão e distribuição) e pelo risco de flutuação dos preços no longo prazo e (ii) porque parcela significativa dos consumidores potencialmente livres, aquel es com demanda entre 500 kW e 3.000 kW e com demanda contrat ada igual ou acima de 3.000 kW atendidos em tensão inferior a 69kV, iniciados após 1995, de acordo com a resolução ANEEL n.º 264, de 13 de agosto de 1998, podem se tornar livres apenas se passarem a ser atendidos por geradores de energi a renovável, tais como PCHs e biomassa. Com a regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, argumenta-se a possibilidade de que consumidores com demanda superior a 3MW, atendidos em qualquer tensão, possam exercer a opção de escolher o seu fornecedor de energi a elétrica. Mesmo que um consumidor decida migrar do sistema de tari fas reguladas para se tornar um consumidor livre, ele ainda terá que pagar a nossa Companhia a tarifa pelo uso do sistema de distribuição, ou TUSD, e tais pagamentos reduziriam parcialmente nossas perdas na receita operacional decorrentes de tal migração. No curto prazo, não esperamos que um número substancial de nossos consumidores tornem-se consumidores livres, mas as perspectivas a longo prazo desta migração e seu impacto no nosso resultado não podem ser antecipadas.

Energia Elétrica Comprada para Revenda

Adquirimos a maior parte da energia elétrica que revendemos por meio de contratos de longo prazo celebrados com grandes geradoras brasileiras e os preços de tais contratos estão sujeitos a regulamentação especí fi ca. Em 2003, adquirimos 26.011 GWh (64,3% da energia elétrica adquirida) de oito geradoras sob contratos de longo prazo. No primeiro semestre de 2004, adquirimos 12.979 GWh (65,0% da energia elétri ca

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adquirida) de nove geradoras sob contratos de longo prazo. Os preços desses cont ratos de longo prazo são reajustados anualmente para refl etir aumentos de determinados custos de geração e a flutuação do IGP-M. O reajuste de nossos contratos com as geradoras está concatenado com o reajuste anual das tari fas de distribuição, de modo que o aumento nestes custos é repassado aos nossos consumidores por meio do aumento nas tarifas de distribuição.

Os Contratos Iniciais expiram em dezembro de 2005 (diminuindo 25% por ano a partir de 2003). Na prática, a substituição de energia comprada sob os Contratos Iniciais por energia comprada nos termos de novos contratos de fornecimento de energia el étrica ocorre em janeiro de cada ano. De um modo geral, o preço praticado nos novos contratos de fornecimento de energia é superior ao preço dos Contratos Iniciais. O resultado é um aumento temporário em nossos custos, até dezembro de 2005, no período que antecede o reajuste tari fário de cada distribuidora, que não é repassado aos consumidores até o reajuste tarifário subseqüente. Adicionalmente, foi autorizada a inclusão na CVA das diferenças entre os custos de aquisição de energia elétrica nos primeiros meses do ano e a tarifa efetivamente cobrada de nossos consumidores que não eram consideradas no reajuste tarifário do ano anterior. Esta alteração eliminará a diferença no resultado oriunda destas variações. Contudo a nossa Companhia continuará a sofrer o efeito caixa, na medida que os valores da CVA são recebidos em exercícios futuros.

Ademais, o repasse do reajuste da energi a comprada para a tari fa é também impactado por sua metodologia de cálculo. No cálculo da tari fa de distribuição utilizado anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a ANEEL proj etava os custos com energia comprada com base na demanda veri fi cada no ano anterior. Desta forma, o reajuste tarifário concedido em um determinado ano não levava em conta alterações que poderiam ocorrer na composição dos fornecedores de energi a (em especi al na medida em que os Contratos Iniciais estão sendo gradativamente reduzidos), o que podia tornar o preço médio efetivamente pago pel a energia comprada maior do que aquele previsto pela ANEEL e repassado para a tarifa. Com a regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a metodologia de cálculo relativa aos custos com energia comprada foi alterada, passando a estabelecer que o reajuste deve refl etir o custo de energia no mercado de referência futuro.

No momento, a energia já contratada está sujeita ao tratamento anterior à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e a energia a ser contratada sob os leilões estará sujeita ao novo tratamento.

Uma parcela signifi cativa de nossos contratos de longo prazo são Contratos Iniciais. Nos termos da legislação e regulamentação aplicáveis, desde 2003 a quantidade de energia adqui rida sob esses contratos sofre uma redução de 25% da quantidade originalmente contratada a cada ano. Em 2003, os Contratos Iniciais responderam por 23.012 GWh ou 56,9% das nossas compras de energia elét rica. No primeiro semestre de 2004, os Contratos Iniciais responderam por 7.568 GWh ou 37,9% das nossas compras de energia elétri ca no período. Na medida em que as quantidades de energia destes contratos são reduzidas e nossas necessidades aumentem, teremos que celebrar outros contratos de fornecimento de longo prazo através de leilões de energia no Ambiente de Contratação Regulada – ACR. Nosso êxito neste processo terá reflexo nas nossas margens e na nossa exposição ao risco de preço, na medida em que o repasse integral dos custos de aquisição de energia elétrica depende da nossa correta projeção de demanda. Atualmente, levando em consideração a redução na quantidade adquirida at ravés dos Contratos Iniciais mencionada acima, nosso suprimento de energia elétrica é sufici ente para at ender a demanda projetada por nossa Companhia at é 2005 e não antevemos necessidade de aquisições substanciais de energia adicional até 2007. Acreditamos que este fator permitirá a nossa Companhia aguardar a regulamentação integral da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Até 2008, nossas usinas em construção irão adicionar aproximadamente 1.177MW a nossa potência instalada, significando um acréscimo de 4.945 GWh na quantidade anual de Energia Assegurada. Nossas distribuidoras celebraram contratos de longo prazo para aquisição de toda esta energia elétrica e esta energia substituirá uma parte da energia elét rica que nossa Companhia perderá em função da diminuição da quantidade de energia adquirida sob os Contratos Iniciais. Esperamos que nossas margens sejam mais elevadas na medida que nossas distribuidoras revendam energia elétri ca gerada por nossas geradoras, uma vez que nos benefici aremos tanto da margem de nossas geradoras quanto de nossas distribuidoras.

Também adquirimos uma quantidade substancial de energia elétrica de Itaipu por meio de contratos take-or-pay a preços determinados de acordo com um contrato internacional. Concessionárias com operações nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a comprar uma parcela da capacidade disponível de Itaipu. Em 2003, adquirimos 10.575 GWh de Itaipu (26,1% da quantidade de energia elétrica que adquirimos). No primeiro semestre de 2004, adquirimos 5.158 GWh de Itaipu (25,8% da quantidade de

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energia elétrica que adquirimos). Veja “ Atividades da Companhia – Aquisições de Energi a Elétrica - Itaipu”. O preço da energia elétrica adquirida de Itaipu é estabelecido em dólares para refletir custos do pagamento da sua dívida. Por conseguinte, o preço médio da energia elét rica de It aipu em reais aumenta quando o real sofre desvalorização frente ao dólar. A alteração dos nossos custos de aquisição da energia elétrica de Itaipu em qualquer ano está sujeita ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A descrito abaixo.

Variações dos Custos Não-Gerenciáveis - Custos da Parcela A

A partir de 2001, foi cri ada no setor elét rico brasileiro a conta de compensação da variação dos custos da Parcela A, chamada CVA, para considerar nas tarifas de distribuição a variação de alguns de nossos custos, conhecidos como custos da Parcela A, ou não-gerenciáveis. Estes custos estão descritos na nota explicativa n.º 9 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. Em geral, quando esses custos são superiores às projeções utilizadas na fixação da tarifa de distribuição, nós adquirimos o direito de reaver a diferença através de reajustes anuais de tari fa subseqüentes. Da mesma forma, caso os custos da Parcela A sejam inferiores às projeções, este ganho será repassado aos consumidores por meio de futura redução de tari fa.

Quando ocorrem variações dos custos da Parcela A que serão refletidos em futuro aumento de tarifa, diferimos o aumento nos custos e o contabilizamos como um ativo em nosso balanço como CVA. Reconheceremos esses valores como despesas, na medida em que faturamos os respectivos aumentos na tari fa. Em 31 de dezembro de 2003, no que diz respeito à CVA, nosso ativo era de R$1.003 milhões, nosso passivo era de R$188 milhões e o valor líquido da CVA representava 24,0% do nosso patrimônio líquido. Em 30 de junho de 2004, no que diz respeito à CVA, nosso ativo era de R$1.085 milhões, nosso passivo era de R$209 milhões e o valor líquido da CVA represent ava 25,8% do nosso patrimônio líquido. Esses valores são reajustados de acordo com a SELIC, e em 2003 reconhecemos uma receita de R$142 milhões relativa aos juros sobre a CVA e no primeiro semestre de 2004 reconhecemos R$58 milhões.

A Crise no Abastecimento de Energia de 2001-2002 e Medidas Relacionadas

Nos anos que antecederam 2001, a falta de chuvas resultou na redução dos níveis dos reservatórios de água e do fornecimento de energia elétrica em grande parte do País. O governo adotou o Programa de Racionamento de junho de 2001 a feverei ro de 2002, e, conseqüentemente, o consumo de energia elétrica diminuiu significativamente. Por exemplo, a quantidade de energia elétrica que a CPFL Paulista distribuiu a seus consumidores finais teve redução de 9,2% de 2000 para 2001. O preço da energia elétrica no mercado spot também aumentou drasticamente durante o racionamento. Ademais, os preços da energia elétrica nos contratos de longo prazo aumentaram substancialmente em função da alta da inflação ocorrida em 2002, ao passo que o preço da energia elétrica adquirida de Itaipu também aumentou em função da desvalorização do real frente ao dólar ocorrida em 2001 e 2002.

Esses acontecimentos causaram um efeito adverso no setor elétrico brasileiro e na situação financeira das distribuidoras e geradoras, e entre o final de 2001 e o início de 2002, as companhias do setor elétrico e o governo federal acordaram um conjunto de medidas para reduzir os impactos de alguns destes fatores. Estas medidas impactaram nosso desempenho financeiro, em particular em 2001, e as conseqüências regulatórias continuam a afet ar nossa condição financeira. Veja a nota explicativa n.º 3 das nossas demonstrações financei ras auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. As principais medidas adotadas em resposta à crise energética de 2001-2002 foram as seguintes:

• Reajuste Tarifário Extraordinário (RTE). Em 2001 e no início de 2002, em razão do Programa de Racionamento, nossos consumidores demandaram menos energia elétrica do que havíamos projetado. De modo a permitir que, em anos futuros, as geradoras e distribuidoras recuperem parte da receita projetada e não auferida, o governo brasileiro e a ANEEL estabeleceram um reajuste tarifário extraordinário (ou RTE). Parte dos valores que recuperaremos do RTE deverá ser repassada às geradoras para compensá-las pela sua respectiva receita não auferida na duração do Programa de Racionamento. Em 2001 e 2002, reconhecemos como receita operacional os valores que recuperaremos em anos futuros de acordo com a RTE. Essa receita sem movimentação financeira totalizou R$985 milhões (16,5% da nossa receita operacional) em 2001 e R$224 milhões (3,3% da nossa receita operacional) em 2002. Estes valores incluem R$310 milhões em 2001 e R$13 milhões em 2002 que seremos obrigados a repassar às geradoras, que reconhecemos como custos em 2001 e 2002.

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Em 31 de dezembro de 2003, nossos recebíveis incluíam R$1.028 milhões (dos quais R$728 milhões foram classifi cados como realizável a longo prazo) que representam os valores que esperamos recuperar nos termos da RTE. Estes ativos representavam 30,3% do nosso patrimônio líquido na referida dat a. O valor a ser repassado aos nossos fornecedores está incluído em nosso passivo na linha “ fornecedores” de nosso balanço. Veja nota explicativa n.º 13 das nossas demonstrações financei ras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. Sobre estes recebíveis incidem juros e, em 2003, reconhecemos R$178 milhões de receita financei ra em relação a est es recebíveis. Em 30 de junho de 2004, nossos recebíveis incluíam R$1.024 milhões (dos quais R$688 milhões foram classi ficados como realizável a longo prazo), representando 30,2% do nosso patrimônio líquido na referida dat a. No primeiro semestre de 2004, reconhecemos R$ 60 milhões de receita financeira em relação a estes recebíveis.

A RTE está em vigor desde janeiro de 2002 e deve permanecer em vigor até 2007. Na medida em que recebemos esses valores de nossos consumidores, repassamos às geradoras suas respectivas parcelas. Essas operações diminuem o valor de nossos recebíveis, de nossas contas a pagar e nosso balanço, mas não afetam nossa demonstração de resultado já que as receitas e custos foram antecipadamente reconhecidos em 2001 e 2002. O efeito em nosso fluxo de caixa é menor tendo em vista que recebemos um adiantamento desse financiamento do BNDES em 2002 (discutido abaixo) e, conseqüentemente, a RTE que recebemos é utilizada para amortizar este empréstimo.

• Custos da Parcela A. Tal como descrito acima, certas vari ações nos custos da Parcela A são passíveis de recuperação por meio de receita tari fária futura. O mecanismo da Parcel a A foi inicialmente estabel ecido para compensar determinados custos não gerenciáveis que sofreram elevação em 2001. Os custos que sofreram el evação entre 1º de janeiro e 25 de outubro de 2001 serão recuperados por meio da RTE, após a recuperação da receita não auferida em decorrênci a do Programa de Racionamento. O valor dos custos líquidos da Parcela A diferido foi de R$252 milhões em 2001 e R$285 milhões em 2002.

• Programa de Financiamento do BNDES. O governo brasileiro disponibilizou financi amentos às geradoras e distribuidoras por meio do BNDES para financiar (a) aproximadamente 90% da receita passível de recuperação por meio da RTE e (b) os custos adicionais da Parcela A de junho a outubro de 2001. No primeiro trimestre de 2004, recebemos um empréstimo adicional de R$74 milhões do BNDES por conta de variações nos custos da Parcela A. Em 30 de junho de 2004, o principal não amortizado desses financiamentos era de R$1.098 milhões. A taxa de juros destes financiamentos é a mesma taxa dos valores que recuperaremos nos termos da RTE.

Deduções da Receita Operacional

Para calcularmos a receita operacional líquida, deduzimos de nossa receita operacional diversos impostos e encargos regulatórios, sendo a dedução mais importante o ICMS. Essas deduções totalizaram 25,3% da nossa receita operacional bruta no primeiro semestre de 2004, 25,0% em 2003, 22,9% em 2002 e 18,7% em 2001. O aumento verificado nos anos de 2002 e 2003 deve-se primordialmente (a) à imposição do encargo de capacidade emergenci al, que entrou em vigor em março de 2002 e (b) à incidência do ICMS na cobrança da RTE. Em 2001, reconhecemos a receita relativa a RTE, a qual não havia sido efetivamente faturada aos consumidores e, por conseguinte, não houve incidência do ICMS sobre essas receitas. Em 2002 e 2003, passamos a faturar e cobrar a RTE, e embora esses valores já tivessem sido reconhecidos em 2001 e, portanto, não tenham afet ado nossa receita operacional; deduzimos o ICMS relativo a RTE faturada para o cálculo da receita operacional líquida. Em conseqüência disto, o percentual de dedução do ICMS no cálculo da receita líquida aumentou substancialmente em 2002 e 2003. Veja “ – Histórico – A Crise Energética de 2001-2002 e Medidas Regulatórias Relacionadas”.

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Segmentos de Operações

Nossos três segmentos de operações são distribuição, geração e comercialização. Veja a nota explicativa n.º 30(s) às nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas. Nossos segmentos de geração e comerci alização ainda são recentes e represent am um percentual pequeno de nossa receita operacional bruta – 4,7% no primeiro semestre de 2004 e 3,9% em 2003. Esperamos que nosso segmento de geração cresça na medida em que nossos projetos iniciem suas operações. Tendo em vista que a energia a ser gerada será vendida primordialmente as nossas distribuidoras, o desenvolvimento do segmento de geração não irá aumentar nossa receita operacional consolidada; no entanto, acreditamos que ele terá um efeito positivo em nossa margem consolidada.

A rentabilidade de cada um de nossos segmentos difere. Nosso segmento de geração consiste, em grande parte, de projetos de novas hidroelétricas, os quais requerem um elevado investimento em ativos, e tipicamente nos primeiros anos demandam relevantes financiamentos para construção. Uma vez em operação, esses projetos têm uma margem mais elevada (o percentual da receita operacional na receita bruta) do que a margem do segmento de distribuição, no entanto, as despesas com juros e custos financeiros são mais elevadas. Por exemplo, no primeiro semestre de 2004, nosso segmento de geração representou 19% de nosso lucro operacional (27% em 2003), mas a sua contribuição em nosso lucro líquido foi substancialmente inferior a este percentual.

No primeiro semestre de 2004 e no ano findo em 31 de dezembro de 2003, a maior parte da venda e da receita operacional do nosso segmento de comercialização correspondem a operações com o nosso segmento de distribuição. Na medida em que nossas atividades de comercialização se desenvolvam, operações com partes não relacionadas, tais como vendas a consumidores livres e prest ação de servi ços de valor agregado, deverão corresponder a uma proporção maior dessas vendas e receita operacional.

Conjuntura Econômica Brasileira

Na medida em que todas as nossas operações estão no Brasil, somos afetados pela conjuntura econômica do País. Em particular, o desempenho da economia brasileira afet a a demanda por energia elétrica e a inflação afeta nossos custos e margens. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas das taxas de crescimento e, em especial, a partir de 2001, tal crescimento tem sido bastante lento.

Em 2001, a crise econômica na Argentina, a desaceleração da economia nort e-americana e as medidas de racionamento de energia elétrica reduziram os investimentos e o consumo de energi a elétrica no Brasil. Em 2001, o produto interno bruto brasileiro cresceu em termos reais 1,3%, o real desvalorizou 18,7% frente ao dólar, e a inflação medida pelo IGP-M foi de 10,4%. O Banco Central aumentou a taxa básica de juros de 15,25% no início de 2001 para 19,0% a partir de julho de 2001.

Em 2002, a economia brasileira foi afetada pelos refl exos da continuidade da crise econômica na Argentina e da incerteza política relativa às eleições presidenciais brasileiras, já que os investidores temiam que a política econômica da administração anterior pudesse ser substancialmente alterada. Em 2002, o produto interno bruto brasileiro cresceu em termos reais 1,9%, o real desvalorizou 52,3% frente ao dólar, e a inflação medida pelo IGP-M foi de 25,3%. O Banco Central aumentou a taxa básica de juros várias vezes durante o ano, de 19,0% no início de 2002 para 25,0% no final do ano.

Em 2003, a nova administração deu continuidade, em grande medida, à política macroeconômica do governo anterior. Em 2003, o real valorizou 18,2% frente ao dólar , chegando a R$2,8892 por US$1,00 em 31 de dezembro de 2003 e a inflação medida pelo IGP-M foi de 8,7%. Contudo, o produto interno bruto real teve redução de 0,2% em 2003, principalmente porque as altas taxas de juros em vigor no início de 2003 dificultaram o crescimento econômico. A economia brasileira mostrou sinais de melhora no terceiro e quarto trimestres de 2003 que se prolongaram no primeiro semestre de 2004.

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A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno bruto real e a desvalorização do real frente ao dólar em relação aos períodos de seis meses encerrados em 30 de junho de 2004 e 2003 e em relação aos exercícios sociais encerrados em 2003, 2002 e 2001.

Período de seis meses encerrado em 30 de

junho de Exercício Social encerrado em 31 de

dezembro de 2004 2003 2003 2002 2001 Inflação (IGP-M)(1)........................................... 6,8% 5,9% 8,7% 25,3% 10,4% Inflação (IPCA)(2)............................................. 3,5 % 6,6% 9,3% 12,5% 7,7% Crescimento (contração) do produto interno bruto real..........................................................

1,9% 0,0% (0,2)% 1,9% 1,3%

Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar ............................................................

7,6% (18,7)% (18,2)% 52,3% 18,7%

Taxa de câmbio do final do período–US$1,00............................................................ R$3,1075 R$2,8720 R$2,8892 R$3,5333 R$2,3204 Taxa de câmbio média–US$1,00(3).................. R$2,9959 R$3,1949 R$3,0600 R$2,9983 R$2,3532 Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central. (1) Inflação (IGP-M) é o índice geral de preços de mercado medido pela Função Getúlio Vargas. (2) Inflação (IPCA) é o índice de preços ao consumidor ampliado medido pelo Instituo Brasileiro de Geografia e

Estatística. (3) Representa a média das taxas de venda do câmbio comercial no último dia de cada mês durante o período.

Os efeitos principais da inflação em nossas atividades são o aumento dos custos operacionais das despesas financei ras relacionadas ao pagamento de juros e a amortização de nosso endividamento. Recuperamos uma parte desse aumento dos custos através da Parcela A, mas há um descompasso entre a data do aumento dos custos e a data de recebimento dos valores relativos ao reajuste de nossas tari fas.

Resultado das Operações – período de seis meses findo em 30 de junho de 2004 em comparação ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2003

Receita operacional

A receita operacional foi de R$4.637 milhões para o período de seis meses findo em 30 de junho de 2004; representando um aumento de 23,1% em relação ao mesmo período de 2003. Este aumento reflete os reajustes tari fários ocorridos nas distribuidoras que elevaram o preço médio da energia distribuída em 13,4%, além de um aumento de 3,9% na quantidade de energia elét rica fornecida aos consumidores finais. Praticamente toda a nossa receita operacional resulta do fornecimento de energia el étrica a consumidores finais (R$4.348 milhões ou 93,8% no primeiro semestre de 2004). Veja a nota explicativa nº 15 das nossas demonstrações financeiras consolidadas relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004 para a discriminação da receita por classe de consumidor.

A receita operacional líquida foi de R$3.461 milhões no primeiro semestre de 2004, representando um aumento de 22,4% em relação ao mesmo período de 2003, refletindo o aumento da receita operacional discutido acima. Veja “ –Histórico – Deduções da Receita Operacional” para discussão dos itens que deduzimos a partir da nossa receita operacional.

Fornecimento de energia elétrica

Nosso preço médio no primeiro semestre de 2004 aumentou 13,4% em relação a 2003 devido ao aumento tari fário de 14,68% para a CPFL Piratininga em outubro de 2003, e aos reajustes tarifários de 20,19% e 13,63% para a Paulista e 27,4% e 14,37% para a RGE, respectivamente em abril de 2003 e 2004. Adicionalmente, em abril de 2004 foram estabel ecidos para a CPFL Paulista e RGE, reajustes adicionais relativos à correção da tari fa estabelecida em 2003 nos percentuais de, respectivamente, 1,3% e 0,47%. Embora no final de outubro de 2003 o reajuste tari fário previsto para a CPFL Piratininga ter sido de 18,08%, o aumento na tarifa foi de 14,68%. Conforme autorizado pela ANEEL, a di ferença entre estes percentuais, está sendo provisionada e será recuperada ao longo dos próximos três reajustes tarifários anuais. Em 30 de junho de 2004, o montante provisionado total foi de R$39 milhões.

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O total de energia elétrica fornecido a consumidores finais nos seis primeiros meses de 2004 foi de 17.466 GWh em comparação a 16.817 GWh no mesmo período de 2003. O crescimento médio de 3,9% pode ser decomposto em um aumento de 1,4% na energia fornecida para consumidores residenciais, de 5,4% para consumidores industriais e de 2,4% para consumidores comerciais. O crescimento dos consumidores residenciais foi impactado pela queda de temperatura ocorrida neste último semestre que foi 5% menor que a média dos últimos 5 anos e resultou na redução do consumo de energia elétrica, em especial entre consumidores residenciais.

A receita obtida com o fornecimento de energia elétrica para consumidores industriais no primeiro semestre de 2004 foi de R$213 milhões acima da receita obtida no mesmo período de 2003, refletindo, de um modo geral, a recuperação econômica de nossas áreas de concessão, e, em especi al, o aumento da produção industrial na área de concessão da Paulista e o forte desempenho das indústrias exportadoras localizadas na área de concessão da Piratininga. A receita do fornecimento de energia para consumidores industriais deve ser analisada em conjunto com nossa receita relativa à tari fa de uso do nosso sistema de distribuição (TUSD), que consumidores livres (primordialmente consumidores industriais) devem pagar pelo uso de nosso sistema de distribuição. Nos primeiros seis meses de 2004, a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga forneceram 701 GWh a menos do que em 2003, devido à saída de consumidores livres. No ent anto, a CPFL Brasil, nossa subsidiária de comercialização, teve um aumento na quantidade de energia vendida de aproximadamente 723 GWh, dos quais 590 GWh são referentes a clientes que eram supridos por nossas subsidiárias de distribuição e 133 GWh referent es a clientes de fora de nossas áreas de concessão.

Adicionalmente, registramos uma receita de R$57 milhões que será transferida aos Geradores em função das compras de energia efetuadas durante o Programa de Racionamento. Veja nota explicativa nº 2 as nossas demonstrações financeiras consolidadas relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004.

Suprimento de energia elétrica

A receita operacional decorrente do suprimento de energia a distribuidoras não relacionadas ao nosso grupo foi de R$155 milhões em 2004 (3,3% da nossa receita bruta), representando um aumento de 27,0% em relação ao mesmo período de 2003. Essa receita é composta principalmente por (a) venda de energia efetuada por nossa geradora Semesa para Furnas através de contrato de longo prazo e (b) venda de energia para outros agentes do mercado realizadas pela CPFL Brasil. As vendas da Semesa aumentaram de R$115 milhões em 2003 para R$126 milhões em 2004, devido principalmente aos reajustes de preços, e as vendas da CPFL Brasil, que aumentaram de R$5 milhões em 2003 para R$15 milhões em 2004 principalmente em função do aumento no volume de negócios.

Outras receitas operacionais

As outras receitas operacionais da Companhia foram de R$133 milhões para o período de seis meses findo em 30 de junho de 2004 (2,9% da nossa receita operacional), comparados a outras receitas operacionais no valor de R$53 milhões neste mesmo período em 2003. Esse aumento refletiu principalmente um incremento no número de consumidores livres neste período e, conseqüentemente, o aumento nas tarifas cobradas pelas distribuidoras pelo uso de nossas redes de distribuição que passou de R$13 milhões em 2003 para R$90 milhões em 2004.

Custos da Operação


Nossos custos com energia elétrica comprada para revenda foram de R$1.670 milhões no primeiro semestre de 2004 (64,9% do custo da operação). Esse custo representou um aumento de 17,5% comparado ao mesmo período de 2003, devido principalmente ao aumento das tarifas aplicadas nas compras de energia, que estão concat enadas com nossos reajustes tarifários, e ao reconhecimento de R$68 milhões a serem transferidos às usinas de geração em relação a compras de energia efetuadas durante o Programa de Racionamento. Veja nota explicativa nº 2 as nossas demonstrações financeiras consolidadas relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004. A nota explicativa n.º 17 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004 contém a discriminação do nosso custo e quantidade de energi a elétrica comprada para revenda por fornecedor. De forma consolidada, no primeiro semestre de 2004 adquirimos uma quantidade de energia elétri ca 3,8% maior do que no mesmo período de 2003, para suprir a quantidade de energi a vendida aos consumidores finais.

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Os preços mais altos na compra de energia elétrica veri ficados no primeiro semestre de 2004 resultaram de aumentos nos preços aplicáveis aos nossos contratos de aquisição de energia elétrica de longo prazo, que foram parci almente compensados pelos preços mais baixos da energia elétrica adquirida de Itaipu. O preço médio de nossas compras de energi a elétrica, com exceção das compras de Itaipu, foi 17,1% maior no primeiro semestre 2004 do que no mesmo período de 2003, em função do reajuste anual de preços ocorrido em abril de 2004 e da substituição da quantidade de energi a adquirida com base em nossos Contratos Iniciais, por energia mais cara adquirida sob outros contratos. O preço médio da energia elétrica adquirida de Itaipu, que representou 25,8% da energia adquirida em 2004, foi em média 5,0% menor em 2004 do que em 2003, principalmente por conta da queda na taxa de câmbio no período.

Encargo de Uso do Sistema da Rede de Energia Elétrica

Os nossos custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e conexão foram de R$311 milhões para os seis meses findos em 30 de junho de 2004. Esses custos foram 47,9% maiores do que em 2003, refletindo principalmente um reajuste tari fário e o diferimento dos custos tarifários (CVA).

Outros Custos da Operação

Nossos outros custos de operação (ressalvado o custo de energia elétrica comprada para revenda e os encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição) foram de R$593 milhões até junho de 2004, representando aumento de 10,2% em relação ao mesmo período de 2003. O principal fator que contribuiu para este aumento foi o acréscimo de R$57 milhões das subvenções CCC (Conta de Consumo de Combustíveis) e CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) que passaram de R$161 milhões nos primeiros seis meses de 2003 para R$218 milhões para o mesmo período de 2004. A CCC é a contribuição que os distribuidores de energia elétrica pagam ao governo brasileiro para custear part e dos custos excedentes do sistema pelo uso de geração térmica de energia elétri ca. A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) é a contribuição que os distribuidores pagam ao governo brasileiro para custear os projetos do Proinfa (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas). Apesar da inflação de 9,6% verificada no período de 12 meses encerrado em 30 de junho de 2004, medida pelo IGP-M, nossos demais custos e despesas permaneceram constant es, resultado de nosso programa de controle de custos e sinergias operacionais entre a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga.

Anteriormente a 1º de janeiro de 2004, efetuávamos a amortização do ágio de aquisição e incorporação em 10 anos. A partir de 1º de janeiro de 2004, passamos a amortizar o ágio proporcionalmente com base no prazo remanescente de nossas concessões e em estimativas de lucro líquido que são periodicamente revisadas. A queda veri ficada nas despesas operacionais no período de seis meses findo em 30 de junho de 2004, quando comparadas as despesas operacionais do mesmo período de 2003, deve-se principalmente a esta mudança na curva de amortização do ágio de aquisição e de incorporação. Veja nota explicativa nº 7 das nossas demonstrações financei ras consolidadas relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004 para um maior detalhamento da mudança deste critério.

Lucro Operacional

O lucro operacional foi de R$590 milhões no primeiro semestre de 2004, representando um aumento de R$392 milhões em relação ao mesmo período de 2003. Este aumento se deve principalmente aos resultados favoráveis de nossos reajustes tari fários ocorridos em outubro de 2003 e abril de 2004, ao crescimento do fornecimento de energia, a estabilidade das despesas operacionais e a mudança no critério de amortização do ágio.

Resultado Financeiro

Nossa despesa financeira líquida foi de R$309 milhões no primeiro semestre de 2004 em comparação a R$506 milhões ao mesmo período de 2003. Esta redução é resultado da diminuição das despesas financeiras, que foram de R$507 milhões no primeiro semestre de 2004 em comparação a R$878 milhões no mesmo período de 2003, bem como o impacto da redução da receita financeira, que foi de R$197 milhões em 2004 em comparação a R$372 milhões em 2003.

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Em 30 de junho de 2004, nosso endividamento em reais somou R$4.575 milhões, sob o qual incidem juros e correção monetária calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro. A despesa financei ra mais baixa veri ficada em 2004 resultou primordialmente (a) da menor taxa de inflação (o CDI, indexador de part e de nossa dívida, diminuiu de 11,8% para 7,6%, considerando respectivamente os primeiros seis meses acumulados de 2003 e 2004), e (b) da redução do nível médio de endividamento em aproximadamente 15%. Possuímos, ainda, R$953 milhões de endividamento em dólares (US$307 milhões), sobre o qual reconhecemos perdas cambiais quando o real se desvaloriza frente ao dólar. A fim de reduzir o risco de perdas cambiais no que tange a este endividamento em dólares, celebramos swaps de moeda de longo prazo com relação a uma parcela dessa dívida, e reconhecemos nossos ganhos e perdas nos contratos de swap como parte do resultado financeiro.

Resultado Não Operacional Líquido

O resultado não operacional líquido foi uma despesa de R$5 milhões no período de seis meses findo em 30 de junho de 2004, comparado a uma receita de R$14 milhões para o mesmo período de 2003. A mudança foi primordialmente devida ao ganho de R$15 milhões da venda de parte de nossa participação em nossa empresa de geração BAESA ocorrida no primeiro trimestre de 2003. As despesas incorridas em 2004 referem-se principalmente a perda na alienação de ativos imobilizados. Os componentes do resultado não operacional líquido e despesas estão relacionados na nota explicativa n.º 19 de nossas demonstrações financeiras consolidadas relativas ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2004.

Contribuição Social e Imposto de Renda

Nos primeiros seis meses de 2004, registramos despesas de contribuição social e imposto de renda de R$120 milhões, enquanto que para o mesmo período de 2003 foi registrada uma despesa de R$14 milhões. As principais razões para o aumento dos impostos recolhidos devem-se ao aumento do lucro operacional e tributável de 2004.

Item Extraordinário

Contabilizamos uma perda de R$16 milhões em item extraordinário, líquido de impostos, tanto para o primeiro semestre de 2004 quanto para 2003. Esta perda é resultado da alteração no método de contabilização de planos previdenciários, nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros. Registramos os efeitos desta alteração na receita como um item extraordinário, líquido de impostos, por um período de cinco anos, de 2002 a 2006.

Participação de Acionistas Não Controladores

A participação de acionistas não controladores foi uma despesa de R$10 milhões nos primeiros seis meses de 2004, comparado a uma receita de R$7 milhões para o mesmo período de 2003. Em cada um desses períodos, a participação de acionistas não controladores representou a participação de outros acionistas em nossas subsidiárias, principalmente em nossas principais subsidiárias de distribuição, CPFL Paulista e CPFL Piratininga. A redução no primeiro semestre de 2004 reflet e o bom desempenho de nossas empresas subsidiárias.

Resultado (Prejuízo) do Exercício

O nosso lucro nos seis meses findos em 30 de junho de 2004 foi de R$130 milhões em comparação ao prejuízo de R$317 milhões para o mesmo período de 2003. A obtenção de lucro neste exercício deve-se ao efeito combinado do aumento em nosso lucro operacional e da redução da despesa financeira líquida ocorrida no período.

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Resultado das Operações – exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 em comparação ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2002

Receita operacional

A receita operacional foi de R$8.082 milhões em 2003 e representou um aumento de 18,4% em relação a 2002, refl etindo principalmente um aumento de 16,5% no preço médio da energia distribuída a consumidores finais e um aumento de 6,4% na quantidade de energia el étrica fornecida a consumidores finais. Praticamente toda a nossa receita operacional resulta do fornecimento de energia elétrica a consumidores finais (R$7.649 milhões ou 94,6% em 2003) e os aumentos de preço e quantidade foram semelhantes para todas as principais classes de consumidores . Veja nota explicativa nº 22 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 para discriminação da receita por classe de consumidor.

A receita operacional líquida foi de R$6.057 milhões em 2003, representando um aumento de 15,1% em relação a 2002, refl etindo o aumento de 18,4% da receita operacional discutido acima. Veja “ –Histórico – Deduções da Receita Operacional ” para discussão dos itens que deduzimos a partir das nossas receitas operacionais.


Nosso preço médio em 2003 aumentou com rel ação a todas as categorias de consumidores. As tarifas de distribuição são reajustadas anualmente, em abril para a CPFL Paulista e a RGE e em outubro para a CPFL Piratininga. Veja “ – Histórico –Tarifa de Distribuição”. O aumento em nossa receita operacional em 2003 reflet e os reajustes anuais ocorridos em 2002 e 2003. O aumento do preço médio de 2002 a 2003 foi maior para consumidores residenciais em função de uma alteração regulatória que modi ficou os critérios de classi ficação dos consumidores residenciais de baixa renda, os quais têm direito a redução de tari fa, transformando determinados consumidores que anteriormente eram classi ficados como consumidores de baixa renda em consumidores residenciais normais. O aumento no preço médio foi menor para os consumidores industriais porque os de maior porte racionalizaram seu consumo de energia elétri ca de modo a reduzir o preço médio pago por eles.

O total de energia elétrica fornecido a consumidores finais (excluindo o consumo próprio) foi de 34.471 GWh em 2003 em comparação a 32.409 GWh em 2002 e este crescimento ocorreu em todas as classes de consumidores. Este aumento é, em parte, devido à recuperação do consumo de energia elétrica após os níveis reduzidos que se seguiram ao Programa de Racionamento. O consumo dos consumidores industriais, que teve aumento de 7,5% em 2003, refletiu também o crescimento no consumo de exportadores, especi almente na área de concessão da CPFL Piratininga.


A receita operacional decorrent e do suprimento de energia a distribuidoras não relacionadas ao nosso grupo foi de R$275 milhões em 2003 (3,4% da receita operacional), representando uma redução de 33,1% em relação a 2002, porque vendemos menos energi a elétri ca para o Mercado Atacadista de Energi a (1.349 GWh em 2003 em comparação a 3.212 GWh em 2002). Essa receita é composta principalmente por (a) venda de energia efetuada por nossa geradora Semesa para um consumidor não vinculado ao nosso grupo através de contrato de longo prazo e (b) vendas de excesso de energia comprada para fornecimento a consumidores finais ao Mercado Atacadista de Energia Elétrica. As vendas da Semesa aumentaram de R$190 milhões em 2002 para R$233 milhões em 2003, devido, principalmente, a reajustes de preços, enquanto as vendas ao Mercado Atacadista de Energia Elét rica diminuíram de R$230 milhões em 2002 para R$22 milhões em 2003. Em 2002 verificamos um excesso na energia comprada para revenda porque nosso suprimento consistia, primordialmente, dos Contratos Iniciais, os quais têm projeções de quantidades determinadas na época da privatização, ou seja, antes do Programa de Racionamento e seu efeito no consumo. Em 2003, este excesso diminuiu com a recuperação do consumo e a redução da quantidade de energia adquirida através dos nossos Contratos Iniciais.

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As outras receitas operacionais da Companhia foram de R$157 milhões em 2003 (1,9% da nossa receita operacional). Esse montante foi 107% maior do que em 2002 refl etindo diversas categori as de receitas incrementais. Em 2003 recebemos R$32 milhões relativos ao pagamento dos programas de subsídios para consumidores de baixa renda, ao passo que não recebemos esses pagamentos em 2002; as receitas decorrentes do aluguel de postes foram de R$37 milhões em 2003 em comparação a R$29 milhões em 2002; os valores relativos a tari fa pelo uso de nossa rede de distribuição foram de R$36 milhões em comparação a R$8 milhões em 2002 e as receitas decorrentes de servi ços de valor agregado foram de R$20 milhões em comparação a R$13 milhões em 2002.



Nossos custos da operação foram de R$3.020 milhões em 2003 (55,8% do custo do serviço de energia elétrica). Esse custo representou um aumento de 18,1% em 2002, devido principalmente ao diferimento dos custos da Parcela A que reduziu nossos custos em R$242 milhões em 2002. No entanto, nossos custos aumentaram em R$95 milhões em 2003. Esta oscilação nos custos da Parcel a A em 2002 e em 2003 ocorreu em função da aquisição de energia elét rica de Itaipu por um custo mais baixo, conforme descrito a segui r. A nota explicativa n.º 24 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 contém a discriminação do nosso custo e quantidade de energia elétrica comprada para revenda por fornecedor.

De forma consolidada, adquirimos uma quantidade de energi a elétri ca 2,8% menor em 2003, já que a quantidade originalmente contratada sob os Contratos Iniciais sofreu redução de 25% e não foi integralmente substituída, em linha com nossa estratégia de gestão do suprimento de longo prazo. Veja “ -Histórico – Energia Elétrica Comprada para Revenda”. Esta redução na compra de energia, combinada com o aumento de 6,4% na quantidade de energia elétrica fornecida aos consumidores finais levou nossa Companhia a vender substancialmente menos energia no Mercado Atacadista de Energia, conforme discutido acima.

Os preços mais altos na compra de energia el étrica em 2003 resultaram de aumentos nos preços aplicáveis aos nossos contratos de longo prazo de aquisição de energia elétrica, que foram parcialmente compensados pelos preços mais baixos da energia elétri ca adquirida de Itaipu. O preço médio de todas as compras de energia elétrica, com exclusão de Itaipu, foi 20,2% maior em 2003 do que em 2002, em função do reajuste anual de preços e da substituição da quantidade nos termos dos nossos Contratos Iniciais. O preço médio da energia elétrica adquirida de Itaipu, que representou 26,1% da energia adquirida em 2003, foi em média 13,3% mais baixo em 2003 do que em 2002 por conta de mudanças na estrutura de custos de Itaipu.

Encargo de Uso da Rede de Energia Elétrica

Os nossos custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e conexão foram de R$446 milhões em 2003. Esses custos foram 42,1% maiores do que em 2002, refletindo tarifas mais altas para uso da Rede Básica.


Nossos outros custos de operação (ressalvado o custo do serviço de energia elétrica) foram de R$1.950 milhões em 2003, represent ando aumento de 1,2% em relação a 2002. As duas principais alterações nestes custos compensaram, em grande medida, uma à outra: o aumento de R$47 milhões da CCC (R$339 milhões em 2003 em comparação a R$292 milhões em 2002) e a redução de R$45 milhões nos custos relacionados com a entidade de previdência privada (R$84 milhões em 2003 em comparação a R$129 milhões em 2002). A CCC é a contribuição que os distribuidores de energia elétrica pagam ao governo brasileiro para custear parte dos custos excedentes do sistema pelo uso de geração térmica de energia elétrica. O aumento da CCC em 2003 foi resultado do maior uso de geração térmica durante a crise no abastecimento de energia elétri ca de 2001-2002. A redução nos custos com entidade de previdência privada refl etiram alterações no método de contabilização de previdência privada, porque em 2003 efetuamos a reversão de determinados encargos que registramos em 2002, quando da adoção de nova regra da CVM sobre previdênci a privada.

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A estabilidade dos demais custos e despesas da Companhia, apesar da inflação de 8,7% em 2003, medida pelo IGP-M, é resultado de nosso programa de control e de custos, reduções de pessoal e sinergias operacionais entre a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga. Em 2003, registramos uma despesa de R$532 milhões por conta de amortização de ágio relacionado as nossas aquisições. Veja a nota explicativa n.º 11 das demonstrações financei ras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003.

Lucro Operacional

O lucro operacional foi de R$642 milhões em 2003, representando um aumento de 37,6% em relação a 2002. Este aumento foi devido ao crescimento da receita, dos custos mais baixos da energia elétrica adquirida de Itaipu e da estabilidade dos nossos custos e despesas operacionais.


Nossa despesa financeira líquida foi de R$821 milhões em 2003 em comparação a R$1.301 milhões em 2002. Esta redução é resultado da diminuição das despesas financeiras, que foram de R$1.405 milhões em 2003 em comparação a R$2.077 milhões em 2002, a qual foi negativamente impactada por uma redução da receita financei ra, que foi de R$584 milhões em 2003, em comparação a R$776 milhões em 2002.

Em 31 de dezembro de 2003, nosso endividamento em reais somou R$4.098 milhões, sob o qual incidem juros e correção monetária calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro. A despesa financeira mais baixa verificada em 2003 resultou primordialmente (a) da menor taxa de inflação (o IGP-M diminuiu de 25,3% em 2002 para 8,7% em 2003), (b) da redução do nível médio de endividamento em aproximadamente 9% e (c) de perdas cambiais menores. Em 31 de dezembro de 2003, tínhamos R$1.152 milhões de endividamento em dólares (US$371 milhões), sobre o qual reconhecemos perdas cambiais sempre que o real se desvaloriza frente ao dólar. A fim de reduzir o risco de perdas cambiais no que tange a este endividamento em dólares, celebramos swaps de moeda de longo prazo com relação a uma parcela dessa dívida, e reconhecemos nossos ganhos e perdas nos contratos de swap como parte do resultado financeiro.

Resultado Não Operacional Líquido (Despesa)

O resultado não operacional líquido foi de R$44 milhões em 2003, comparado a R$10 milhões em 2002. A mudança foi primordialmente devida ao ganho de R$40 milhões da venda de parte de nossa participação em nossas usinas de geração ENERCAN e BAESA. Os componentes do resultado não operacional líquido e despesas estão relacionados na nota explicativa n.º 26 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.


Em 2003, registramos despesas de contribuição social e imposto de renda de R$111 milhões, embora tenhamos registrado um prejuízo antes dos tributos e item extraordinário. Uma das principais razões para este fato é que parte da amortização do ágio resultante das aquisições da RGE, da CPFL Piratininga e da Semesa não é dedutível para fins tributários. A segunda razão importante é que a CPFL Energia e suas subsidiárias não são consolidadas para fins tributários. Desta forma, os prejuízos no nível da companhia holding não podem ser utilizados para compensar renda tributável presente ou futura das subsidiárias, e eles não geram créditos tributários por conta da ausência de um histórico de lucratividade. Em 2002, ocorreu o mesmo efeito, mas como nosso prejuízo antes dos tributos e item extraordinário foi mais elevado, reconhecemos um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido de R$88 milhões.


Contabilizamos uma perda de R$34 milhões em item extraordinário, líquido de impostos, de R$17 milhões, tanto em 2003 quanto em 2002. Esta perda é resultado da alteração no método de contabilização de planos previdenciários, nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros. Nós estamos registrando os efeitos desta alteração na receita como um item extraordinário, líquido de impostos, por um período de cinco anos, de 2002 a 2006.

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A participação de acionistas não controladores foi um encargo de R$2 milhões em 2003, comparado a uma receita de R$21 milhões em 2002. Em cada um desses períodos, a participação de acionistas não controladores representou a participação de outros acionistas em nossas subsidiárias, principalmente em nossas principais subsidiárias de distribuição, CPFL Paulista e CPFL Piratininga. A reduzida participação de acionistas não controladores em 2003 refletiu um menor índice de perdas na CPFL Paulista e em nossos negócios de geração.


O nosso prejuízo do exercício foi reduzido para R$282 milhões em 2003 em comparação a R$749 milhões em 2002. A redução do prejuízo do exercício se deu em função do efeito combinado do aumento da nossa receita operacional, da estabilidade dos custos operacionais e da redução da despesa financeira líquida.

Resultado das Operações – exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2002 em comparação ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2001

Receita operacional

A receita operacional foi de R$6.823 milhões em 2002, representando um aumento de 14,6% em relação a 2001, refl etindo principalmente um aumento de 19,9% no preço médio da energia elétrica distribuída para consumidores finais e um aumento de 10,8% na quantidade total fornecida a consumidores finais. Em 2002, a receita proveniente da distribuição de energia el étrica a consumidores finais foi de R$6.336 milhões ou 92,9% da nossa receita operacional.

A receita operacional líquida foi de R$5.264 milhões em 2002, representando um aumento de 8,7% em relação a 2001, refletindo o aumento de 14,6% da receita operacional. Vide “ -Histórico – Deduções da Receita Operacional” para discussão dos itens que deduzimos de nossa receita operacional.


O nosso preço médio em 2002 teve um aumento com relação a todas as classes de consumidores finais. Ele refletiu aumentos de tari fa em abril de 2001 (para a CPFL Paulista e a RGE), outubro de 2001 (para a CPFL Piratininga), abril de 2002 (para a CPFL Paulista e RGE) e outubro de 2002 (para a CPFL Piratininga).

A quantidade de energia el étrica distribuída a consumidores finais foi de 32.409 GWh (excluindo consumo próprio) em 2002 em comparação a 29.245 GWh (excluindo consumo próprio) em 2001, refletindo a consolidação proporcional da RGE, iniciada com sua aquisição em julho de 2001 e a consolidação integral da CPFL Piratininga, iniciada com sua aquisição em outubro de 2001.


A receita operacional provenient e do suprimento de energia às distribuidoras não rel acionadas ao nosso grupo foi de R$412 milhões em 2002, representando um aumento de 52,8% em comparação a 2001. O aumento se deu em função da aquisição da Semesa em dezembro de 2001 e da maior quantidade de energia elétrica vendida ao MAE em 2002 (3.212 GWh em comparação a 754 GWh em 2001) compensado, em parte, pelos preços mais baixos da energia elétrica vendida ao MAE.


As outras receitas operacionais da Companhia foram de R$76 milhões em 2002, representando um aumento de 5,9% em relação a 2001. Este aumento está relacionado à cobrança de encargos pelo uso do sistema de distribuição para outros distribuidores de energia elétrica, que ocorreu pela primeira vez neste exercício social.

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Nossos custos da operação foram de R$2.557 milhões em 2002, representando um aumento de 10,5% em relação a 2001, refletindo o aumento total na quantidade de energia elétrica adquirida e no preço médio por GWh. Adquirimos uma quantidade 9,3% maior de energia elétrica em 2002 por conta da aquisição da RGE e porque, conforme discutido acima, nossos contratos de suprimento de longo prazo refletiram projeções de demanda efetuadas antes do Programa de Racionamento. O preço médio que pagamos pela energia elétrica teve um aumento de 16,3%, refl etindo um aumento médio de 25,0% no preço da energia el étrica adquirida de Itaipu (por conta da desvalorização do real ocorrida em 2002) e um aumento médio de 12,9% no preço da energia elétrica adquirida dos nossos demais fornecedores em decorrênci a do reajuste anual. Em 2002, 24% da energia el étrica que adquirimos foi fornecida por Itaipu.

Encargo de Uso da Rede de Energia Elétrica

Os nossos custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e conexão foram de R$314 milhões em 2002. Esses custos foram 18,8% menores do que em 2001, refletindo o alto custo dos encargos dos serviços dos sistemas durante a crise energética de 2001 e o diferimento dos custos da Parcela A em 2002.


Nossos outros custos da operação (ressalvado o custo do serviço de energia elétrica) foram de R$1.927 milhões em 2002, represent ando um aumento de 19,2% em relação a 2001. Os fatores que mais contribuíram para esse aumento foram as aquisições da RGE em julho de 2001 e da Semesa em dezembro de 2001.

Lucro Operacional

O lucro operacional foi de R$466 milhões em 2002, represent ando uma redução de 11,2% em relação a 2001 em função de um consumo menor de energi a elétrica por nossos consumidores decorrente do Programa de Racionamento, que afetou nossas receitas e margens em 2002 ao passo que, em 2001, as receitas e margens foram compensadas pelo reconhecimento da receita da RTE.


Nossa despesa financeira líquida foi de R$1.301 milhões em 2002 em comparação a R$594 milhões em 2001. Este aumento refletiu o aumento nas despesas financeiras, que foi de R$2.077 milhões em 2002 em comparação a R$756 milhões em 2001, parcialmente compensada pelo aumento da receita financeira, que foi de R$776 milhões em 2002 em comparação a R$161 milhões em 2001. Os principais fatores para o aumento da despesa financeira em 2002 foram taxas de juros mais altas e maior inflação bem como o aumento no endividamento médio, decorrent e das aquisições da RGE e da Semesa durante 2001 e do programa de financiamento do BNDES para financi amento da redução da receita resultante da crise no abastecimento de energia el étrica.

Resultado Não Operacional Líquido (Despesa)

O resultado não operacional líquido foi de R$10 milhões em 2002, comparado a despesas não operacionais de R$29 milhões em 2001. Esta diferença est á relacionada principalmente à perda de R$25 milhões em 2001, devido ao exercí cio do direito de retirada pelos acionistas da CPFL Paulista depois da aquisição da RGE.

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Em 2002, reconhecemos créditos fiscais no valor de R$88 milhões, refl etindo créditos tributários relativos ao prejuízo antes dos tributos e item extraordinário.


Contabilizamos uma perda de R$34 milhões em item extraordinário, líquido de impostos de R$17 milhões, em 2002, resultante de uma alteração nos Princípios Contábeis Brasileiros relacionados aos planos previdenci ários. Não contabilizamos qualquer perda ou ganho para item extraordinário em 2001.


Participação de acionistas não controladores foi um crédito de R$21 milhões em 2002, comparado a uma despesa de R$8 milhões em 2001. Esta despesa deveu-se principalmente ao aumento das perdas da CPFL Paulista.


O nosso prejuízo líquido aumentou para R$749 milhões em 2002 em comparação a R$229 milhões em 2001, devido ao aumento dos custos e das despesas operacionais, bem como da despesa financeira líquida, não obstante a receita operacional neste exercício ter sido mais alta do que em 2001.

Investimentos

Nossos principais investimentos nos últimos anos têm sido destinados à manutenção e ao aprimoramento da nossa rede de distribuição e aos nossos projetos de geração. A tabela a seguir apresenta os investimentos da nossa Companhia nos seis primeiros meses de 2004, bem como nos últimos três anos encerrados em 31 de dezembro de 2003. A tabela não inclui os custos de aquisição da Semesa, RGE e CPFL Piratininga em 2001. Período de seis

meses encerrado em 30 de junho de

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2002 2001 (R$ milhões) Distribuição:

CPFL Paulista............................... 50 125 121 104 CPFL Piratininga.......................... 29 64 44 17 Bandeirante Energia..................... - - - 56 RGE.............................................. 27 45 53 31

Total da Distribuição.......... 106 234 218 208 Geração................................................. 187 331 294 39

Total................................... R$293 R$565 R$512 R$247

Planejamos investir aproximadamente R$659 milhões em 2004 e aproximadamente R$741 milhões em 2005. Dos investimentos totais orçados para este período, R$513 milhões destinam-se à distribuição e R$887 milhões à geração. Parte destes investimentos, em particular, os investimentos em projetos de geração, já estão contratados. Veja “ – Liquidez e Recursos de Capital – Necessidade de Recursos e Compromissos Contratuais” Os investimentos planejados para desenvolvimento da nossa capacidade de geração e os respectivos contratos de financiamento encontram-se discutidos mais detalhadamente na seção “ Atividades da Companhia – Geração de Energia Elétrica”.

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Liquidez e Recursos de Capital

Necessidade de Recursos e Compromissos Contratuais

Nossas necessidades de recursos destinam-se principalmente aos seguintes objetivos:

• Continuar com a melhoraria de nossos sistemas de distribuição e conclusão de nossos projetos de geração. Veja “ – Investimentos” acima para uma discussão dos nossos investimentos já realizados e planejados.

• Amortizar ou refinanci ar dívidas. Em 30 de junho de 2004, possuíamos um saldo de dívida não-amortizado com vencimento programado para os próximos 12 meses de R$1.325 milhões (incluindo juros).

• Distribuir dividendos. Veja Seção “ Dividendos”.

Em 31 de dezembro de 2003, tínhamos déficit de capital de giro (excedente do passivo circul ante sobre o ativo circulante) de R$137 milhões. O déficit foi temporariamente eliminado no início de 2004 em decorrênci a da obtenção de novos financiamentos (um de US$ 40 milhões, com o IFC e outro por meio da criação de um fundo de investimento em direitos creditórios da CPFL Piratininga, no valor de R$150 milhões) e da reclassi ficação de uma parcela dos nossos custos da Parcela A do ativo de longo prazo para o ativo circulante, já que o cronograma de recuperação desses valores foi alterado em decorrência da confirmação do aumento de tari fas ocorrido em abril de 2004. Em 30 de junho de 2004, tínhamos um déficit de capital de giro de R$ 20 milhões, resultado da declaração de dividendos no valor de R$141 milhões, que serão pagas no segundo semestre de 2004.

A tabela a seguir apresenta um resumo de nossas obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2003. A tabela não inclui contas a pagar ou provisões relacionadas a previdência privada, cada um dos quais está incluído em nosso balanço.

Pagamentos Devidos por Período

Total Menos de 1

ano 1-3 anos 4-5 anos Mais de 5

anos (milhões de R$) Obrigações contratuais de 31 de dezembro de 2003:

Endividamento de longo prazo (1).................. 5.250 889 1.972 1.949 440 Obrigações de compra:

Contratos de Compra de Energia (2)........ 41.615 3.343 6.474 5.615 26.183 Projetos de Geração.................................. 1.232 285 379 56 512 Fornecedores............................................ 118 56 35 27 -

Financiamento dos planos de benefícios de natureza previdenciária 763 37 114 114 498

Total ...................................................................... 48.978 4.610 8.974 7.761 27.633 (1) Não incluindo pagamentos de juros de endividamento ou pagamentos relacionados a taxas juros advindas de contratos de swap. Em 2004, esperamos pagar aproximadamente R$650 milhões de juros em relação ao nosso endividamento. Os pagamentos de juros para os anos subseqüentes a 2004 não foram estimados. Não podemos estimar de forma precisa as taxas de juros futuras ou nossa receita futura e decisões negociais subseqüentes poderão afetar nosso nível de endividamento e, conseqüentemente, esta estimativa. Para um melhor entendimento no impacto de uma mudança nas taxas de juros aplicáveis a nossas obrigações contratuais de contratos de longo prazo, veja “-Riscos de Mercado – Riscos Cambiais”. Para informações adicionais sobre os termos e condições de nosso endividamento, veja “-Condições do Endividamento a Vencer”. (2) Os valores devidos sob os contratos de compra de energia de longo prazo estão sujeitos a variações de preço e podem ser renegociados ou rescindidos sob determinadas circunstâncias. A tabela acima foi elaborada com base nos valores devidos por quantidades contratadas de acordo com os preços verificados em 31 de dezembro de 2003. Veja “– Histórico – Energia Elétrica Comprada para Revenda”.

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Em 31 de dezembro de 2003 tínhamos compromissos financeiros a pagar no valor de aproximadamente R$5.250 milhões. Acreditamos que nossa capacidade de pagamento destes compromissos está relacionada a uma série de fatores, quais sejam:

• Nossa expressiva geração de caixa operacional, inclusive com refl exo positivo do recebimento dos valores da RTE e da CVA. Em 2003 o caixa gerado pelas atividades operacionais foi de R$947 milhões. No primeiro semestre de 2004, o valor foi de R$448 milhões;

• O aporte de capital realizado por nossos acionistas controladores em 2003, que melhorou a situação patrimonial da nossa Companhia permitindo a redução de nosso endividamento e tornou nossa Companhia elegível para determinados financiamentos mais favoráveis inclusive os disponibilizados pelo BNDES, o que tem permitido a substituição de financiamentos mais onerosos; e

• O fato de que uma parcela substancial deste endividamento (R$408 milhões) está relacionada a nossos projetos de geração, que estão todos em fase pré-operacional e começarão a entrar em funcionamento a partir de outubro de 2004, gerando a partir de então um incremento em nossa receita operacional e geração de caixa;

• Baixa necessidade de investimentos destinados a manutenção e aprimoramento de nossas redes de distribuição e geração.

• O perfil de nosso endividamento, que em comparação com outras empresas brasileiras, apresenta vencimento longo (aproximadamente 46% da dívida vence a partir de 4 anos) e custo médio relativamente baixo.

Fontes de Recursos

Nossas operações geram um montante substancial de caixa, mas este valor varia, na medida em que os custos da Parcela A sofrem alterações, e por conta de outros fatores, tais como a redução do consumo de energia elétrica decorrente do Programa de Racionamento. Nos termos da regulamentação, recuperamos o aumento de nossos custos por meio de reajustes tarifários nos períodos subseqüentes, assim como estamos recuperando a perda de receita de junho de 2001 a fevereiro de 2002 por meio do RTE. Portanto, nosso fluxo de caixa terá um impacto positivo no futuro na medida em que efetivamente recebermos as quantias referentes ao RTE. No primeiro semestre de 2004, o caixa gerado pelas atividades operacionais foi de R$448 milhões, superior ao caixa de R$227 milhões veri fi cado no mesmo período em 2003. Este aumento deveu-se primordialmente aos aumentos em nossa receita operacional. Em 2003, o caixa gerado pelas atividades operacionais foi de R$947 milhões em comparação com uma defi ciência de caixa de R$82 milhões em 2002. Nossa deficiência de caixa em 2002 ocorreu, principalmente, porque naquele ano tivemos aumentos de custos (que esperamos recuperar em anos subseqüentes por meio de reajustes tarifários), perdas de receita com o Programa de Racionamento (que esperamos recuperar em exercícios posteriores por meio do RTE), e o reconhecimento de receitas menores decorrentes de vendas ao MAE recebidas em 2003. Em 2001, fatores similares afetaram de manei ra adversa, em menor grau, nosso caixa. Em 2002, o BNDES nos concedeu empréstimos para compensar a redução de nosso fluxo de caixa operacional em 2001 e 2002. Veja “ – Histórico – A Crise Energética de 2001-2002 e Medidas Regulatórias Relacionadas”.

Além do caixa proveniente de operações, a Companhia atendeu as suas necessidades de recursos nos últimos dois anos por meio de aportes efetuados por nossos acionistas. Em 2003, recebemos R$1.200 milhões dos nossos acionistas. Não esperamos aportes de capital adicionais de nossos principais acionistas em um futuro próximo.

Nosso endividamento aumentou em 2001 e 2002, chegando ao seu nível mais elevado no terceiro trimestre de 2002. A partir do quarto trimestre de 2002 e no decorrer do exercício social de 2003, reduzimos nossa dívida com base em aportes efetuados pelos acionistas e no fluxo de caixa operacional. A redução total da dívida durante 2003 foi de R$1.785 milhões. Também alongamos o perfil da dívida e reduzimos os custos do nosso endividamento. No primeiro semestre de 2004, tivemos um aumento da dívida total de R$278 milhões, relacionado, principalmente, ao financiamento dos nossos projetos de geração. Nosso caixa também aumentou em R$217 milhões que pretendemos utilizar em outubro de 2004, tendo em vista que pretendemos resgatar nossas debêntures. Em 2004 e 2005, temos a expectativa de financiar a conclusão das obras em nossos projetos de geração através do desembolso de linhas de crédito e dos recursos a serem obtidos com a parcela

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primária desta Oferta. Com essas fontes de recursos e os fluxos de caixa operacionais, não temos a expect ativa de aumentar nossa dívida total em 2004 e 2005. Esta expectativa poderá ser alterada caso haja uma alteração relevante no sistema tarifário ou nas condições econômicas do setor elétrico ou do Brasil.

Condições do Endividamento a Vencer

Em 30 de junho de 2004, nosso endividamento não amortizado (com exclusão dos juros) era de R$5.528 milhões, representando um aumento de 5,3% em relação aos R$5.250 milhões verificados em 31 de dezembro de 2003. Deste total, aproximadamente R$953 milhões ou 17,2% eram denominados em dólares ou indexados em moeda estrangeira e o saldo remanescente estava denominado em reais. Adicionalmente, R$1.193 milhões de nosso endividamento vencerão ainda nos próximos doze meses.

Contratos de Financiamento Relevantes:

• BNDES. Em 30 de junho de 2004, tínhamos diversas linhas de crédito concedidas pelo BNDES com um saldo devedor de aproximadamente R$1.637 milhões (excluindo juros). Esses financiamentos estão denominados em reais.

Os mais relevantes desses financiamentos (um total de R$1.098 milhões em 30 de junho de 2004) são relacionados aos custos da Parcela A e a perda de receita decorrente do Programa de Racionamento e sua taxa de juros é de 1% a.a. acima da SELIC. O custo agregado desses financiamentos foi de 24,6%, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. Cada um desses empréstimos está garantido por penhor das receitas provenientes da venda de energi a elétrica pelo tomador dos recursos.

O restante dos nossos financiamentos junto ao BNDES em 30 de junho de 2004 incluía, principalmente, empréstimos para nossos projetos de geração, empréstimos para a CPFL Paulista e para a RGE relacionados ao financi amento de programas de investimento, empréstimos para a CPFL Geração relacionados à liquidação do MAE e empréstimos para a CPFL Centrais Elétricas para a repotenci ação de PCHs. Esses empréstimos são garantidos por penhor sobre a receita do respectivo tomador e têm juros calculados de acordo com a TJLP acrescida de uma margem. A taxa média de juros anual da TJLP foi de 11,5%, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003.

• Debêntures. Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor não amortizado relacionado a debêntures era de aproximadamente R$2.318 milhões nos termos de quatro séries de debêntures emitidas pela CPFL Energia, Semesa e CPFL Paulista. Os termos e condições destas debêntures encontram-se resumidos na nota explicativa n.º 15 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003.

As debêntures da CPFL Energia foram emitidas em 2003 e vencem em abril de 2008, mas, neste momento, planejamos liquidá-las em outubro de 2004. Durante 2003 recompramos parte destas debêntures que estão em tesourari a. O saldo devedor em 30 de junho de 2004 era de R$722 milhões (excluídas as debêntures mantidas em tesouraria). Essas debêntures têm juros com base na taxa DI acrescida de um percentual de 2,85% e são garantidas por fiança dos acionistas controladores e penhor de ações da CPFL Geração e da CPFL Paulista. A taxa média de juros para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 foi de 19,1%.

As debêntures da Semesa foram emitidas em 2002 para conceder financi amento à usina de Serra de Mesa e o principal deve ser amortizado semestralmente at é 2009. O saldo devedor dessas debêntures em 30 de junho de 2004 era de R$611 milhões. Essas debêntures têm juros com base na TJLP, acrescida de um percentual que varia de 4,0% a 5,0% e são garantidas pelo penhor de ações da Semesa de titularidade da CPFL Geração e de direitos creditórios contra Furnas Centrais Elétricas S.A.. A taxa média de juros para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 das debêntures foi de 16,0% a 17,1%.

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A CPFL Paulista tem duas séries de debêntures em circul ação, emitidas para financiar a aquisição da RGE, uma emitida em 2001 e com vencimento em 2008, e a outra emitida em 2001 com vencimento em 2006. O saldo devedor em 30 de junho de 2004 era de R$985 milhões. O principal da primeira série de debêntures é indexado ao IGP-M e t em juros de 11,5% ao ano. A taxa média de juros anual das debêntures foi de 21,2%, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. A segunda série tem juros com base nos DI acrescida de um percentual de 0,6%. A taxa média de juros anual destas debêntures foi de 22,0%, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003.

Adicionalmente, em 1º de julho de 2004, a CPFL Paulista realizou sua segunda emissão de debêntures, em duas séries, sendo a primeira no valor de R$120 milhões, com juros equivalentes a 109% da taxa DI, e a segunda no valor de aproximadamente R$130 milhões, com juros de 9,8% ao ano. Ambas as séries têm vencimento em 1º de julho de 2009.

• Outras Dívidas Denominadas em Reais. Em 30 de junho de 2004, possuíamos um saldo devedor de R$497 milhões nos termos de diversas outras linhas de crédito denominadas em real garantidas por receitas do tomador. Esses empréstimos são corrigidos com base no CDI ou no IGP-M e têm juros a diversas taxas.

• Floating Rate Notes da CPFL Paulista. Em 30 de junho de 2004, possuíamos um saldo devedor de R$554 milhões sob as floating rate notes denominadas em dólares com juros calculados com base na LIBOR, contratada pela CPFL Paulista em 2001 para financiar a aquisição da RGE. Celebramos contratos de swap que convertem estas obrigações em obrigações denominadas em reais e com taxa de juros baseada no CDI. A taxa média de juros anual das floating rate notes, após o efeito da swap, foi de 17,5%, para um período de 12 meses encerrado em 30 de junho de 2004.

• Pré-Pagamento de Exportação da Sul Geradora Participações S.A. Em 30 de junho de 2004 a Sul Geradora Participações S.A. possuía um saldo devedor de R$ 194 milhões sob um pre-export financing agreement (dos quais R$130 milhões são da Companhia, ou 67% deste empréstimo) denominado em dólares com juros calculados com base na LIBOR acrescida de uma margem, contratada pela Sul Geradora Participações S.A. com fiança da RGE. Celebramos contratos de swap que convertem estas obrigações em obrigações denominadas em reais e com taxas de juros baseada no CDI.

• Outras Dívidas Denominadas em Dólares. Em 30 de junho de 2004, possuíamos outros financiamentos denominados em dólares cujo saldo devedor era de R$145 milhões. De um modo geral, esses financiamentos são garantidos por penhor de receitas do respectivo tomador e a maioria deles têm juros baseados na taxa LIBOR acrescida de uma margem. A taxa média de juros anual desses financiamentos foi de 6,2%, para um período de 12 meses encerrado em 30 de junho de 2004. Não cel ebramos contratos de hedge para cobrir a exposição a taxas de câmbio decorrentes desses financiamentos, mas possuímos recebíveis de longo prazo denominados em dólares e corrigidos pela LIBOR no valor de R$189 milhões em 30 de junho de 2004, o que reduz parcialmente este risco cambial.

Além dos financiamentos descritos acima, em março de 2004 a CPFL Energia contratou um financiamento com o IFC no valor de US$ 40 milhões, garantido pelas ações da CPFL Centrais Elétricas e por nossos acionistas controladores. O empréstimo do IFC vence em 2010 e tem juros calculados de acordo com a taxa LIBOR acrescida de uma margem de 5,25% ao ano. Entretanto, caso não ocorra uma “ Oferta Pública Inicial Quali ficada” (conforme descrita abaixo), o IFC terá o direito de requerer que o financiamento seja amortizado a partir de novembro de 2004. O saldo devedor deste empréstimo em 30 de junho de 2004 era de R$124 milhões. Em julho de 2004, celebramos contratos de swap que convertem estas obrigações em obrigações denominadas em reais e com taxas de juros baseada no CDI. Em março de 2004, a CPFL Piratininga constituiu um Fundo de Investimento em Direitos Creditórios no valor de R$150 milhões. O Fundo de Investimento em Direitos Creditórios da CPFL Piratininga será amortizado no prazo de 36 meses até 2007 e tem juros equivalentes a taxa DI acrescida de uma margem. O saldo devedor do principal deste financiamento em 30 de junho de 2004 era de R$124 milhões. Em abril de 2004, a RGE emitiu uma cédula de crédito bancário no valor de R$ 100 milhões, com taxa de juros com base no CDI acrescido de uma margem e vencimento em 2008. A cédula de crédito bancário conta com garantia de penhor de recebíveis da RGE.

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O financiamento do IFC é regido por um Contrato de Investimento no valor de US$40 milhões, celebrado entre a CPFL Energia e o IFC, através do qual foi outorgado ao IFC um bônus de subscrição de uma quantidade de Ações Ordinárias equivalente ao valor de principal e juros devidos sob o Contrato de Investimento, dividido pelo preço de exercício da opção de subscrição. O bônus de subscrição é exercível a qualquer tempo durante o período que se inicia após a realização desta Oferta até junho de 2010 (ou anteriormente sob determinadas circunstânci as), e o preço pode ser pago em dinheiro ou mediante compensação com o financiamento. O preço de exercício é de R$20,60 por ação, sujeito à correção pel a TJLP a partir de 25 de junho de 2003, bem como determinados ajustes para evitar a diluição do IFC. Um dos ajustes anti-diluição previstos é que, caso emitirmos ou vendermos ações por preço inferior ao preço de exercício que estiver em vigor à época de tal venda, o preço de exercí cio será reduzido para igualar o preço desta venda. Este ajuste não se aplica caso as Ações Ordinárias sej am vendidas em uma “ Oferta Pública Inicial Quali ficada”, mas acreditamos que a Oferta descrita neste Prospecto não será uma “ Ofert a Pública Inicial Quali ficada”, o que requer, dentre outras coisas, que a Oferta resulte em um total de recursos para nós de, pelo menos, US$400 milhões. Como resultado, na hipótese da Ofert a ser realizada com um preço inferior ao preço de exercício estabelecido no bônus de subscri ção do IFC, o preço de exercício será ajustado de acordo com o preço praticado na Oferta e será indexado à variação da TJLP. Baseado em R$18,50, o ponto médio da faixa de preço das Ações Ordinárias indicado na capa deste Prospecto e no saldo devedor deste financi amento em 30 de junho de 2004, de R$ 127 milhões, o IFC poderá ter o direito de receber aproximadamente 6,9 milhões de Ações Ordinárias mediante a conversão total deste financiamento. No entanto, se o IFC solicitar o repagamento desses financiamentos em novembro de 2004, nós seremos obrigados a pagar aproximadamente US$40 milhões neste momento. Neste caso, deveremos usar fundos obtidos nesta Oferta ou de outras fontes (incluindo nosso ativo atual) para repagar esses financiamentos.

Nós também celebramos um Contrato de Direitos de Registro com o IFC. Nos termos deste contrato, desde que observadas cert as restrições, o IFC tem o direito de exigir que nós apresentemos até cinco pedidos de registro para a realização de uma distribuição pública secundári a de nossas ações pelo IFC nos Estados Unidos ou em qualquer outro mercado no qual nossas ações sejam admitidas a negociação. Ademais, o IFC tem o direito, desde que observadas cert as restrições, de efetuar exigênci as adicionais no sentido de que nossa Companhia registre a oferta pública secundári a das Ações Ordinárias de sua titularidade junto à Securities and Exchange Commission segundo o Formulário F-3. Nós deveremos envidar nossos melhores es forços para realizar o registro da oferta pública secundária das ações do IFC. Ademais, observadas as limitações habituais, o IFC tem o direito de fazer com que nós incluamos as ações de titularidade do IFC em outros pedidos de registro de distribuição pública que venhamos a protocolar no futuro.

Não acreditamos que o desempenho de nossas atividades operacionais dependa significativamente de qualquer dos contratos de empréstimos e financiamentos descritos acima, com exceção dos desembolsos futuros relativos aos financiamentos de nossos projetos de geração, já contratados em uma maioria, os quais são necessários à conclusão dos mesmos. Não obstante, não descartamos a hipótese de contratar novos financiamentos no caso da expansão de nossas atividades por meio de aquisições de ativos disponíveis no mercado.

Compromissos Financeiros e Operacionais

Estamos sujeitos a compromissos financeiros e operacionais nos termos de nossos instrumentos financeiros e dos instrumentos financeiros das nossas subsidiárias. Na data deste Prospecto, esses compromissos incluem o seguinte:

• Temos limitações relativas a nossa capacidade de penhorar ativos ou de realizar investimentos em tercei ros.

• De acordo com as linhas de crédito do BNDES, a CPFL Paulista e a CPFL Geração devem pagar primeiramente os montantes sob o empréstimo e depois distribuir dividendos em um montante maior do que os dividendos mínimos obrigatórios.

• A CPFL Paulista não poderá realizar investimentos em valor superior a R$151 milhões em 2004, R$152 milhões em 2005 e R$160 milhões em 2006.

• De acordo com as debêntures da CPFL Energia e com as floating rate notes da CPFL Paulista, a CPFL Paulista deve manter: a proporção entre o total do patrimônio líquido e a capitalização total em percentual não inferior a 47% (em base consolidada) e 45% (em base não consolidada); a proporção entre o EBITDA e as despesas com o pagamento de juros não inferior a 2,25 (em base consolidada e não consolidada); e a proporção ent re o endividamento e o EBITDA inferior a 3,50

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(em base consolidada) e 3,80 (em base não consolidada), sendo todos os índices calculados de acordo com as definições que constam dos instrumentos que regem a dívida. Estes são os índices em vigor até 30 de junho de 2004, porém, nos termos desses contratos, determinados índices serão alterados para ficarem mais restritos em períodos subseqüentes.

• De acordo com as debêntures da CPFL Paulista, a CPFL Paulista deve manter a proporção entre o EBITDA e as despesas financeiras em, no mínimo, 1,5 e a proporção entre o capital social para capitalização total em, no mínimo, 40%, sendo estes índices calculados de acordo com as defini ções que constam das debêntures da CPFL Paulista.

• Nosso Contrato de Investimento com o IFC também exige que nós asseguremos que, antes do tercei ro aniversário do fechamento da Ofert a Pública Inicial Qualifi cada, pelo menos 25% das nossas ações tenham sido vendidas ao público em geral.

• De acordo com o Pre-export Financing Agreement da Sul Geradora Participações S.A. e Contrato de repasse de recursos do DEG – Deutsche Investitions und Entwicklingsgesellschaft MBH, os índices financei ros mais restritivos que a RGE deve manter em bases consolidadas são: (i) a proporção ent re o EBITDA e as despesa com pagamento de juros não inferior a 2,0; (ii) a proporção entre o endividamento e a capitalização total inferior a 0,55; e (iii) a proporção entre o endividamento e o EBITDA inferior a 2,70.

Atualmente estamos em cumprimento com nossas obrigações financeiras e contratuais, incluindo as obrigações estabelecidas nos parágrafos acima. O inadimplemento por nós de qualquer dessas obrigações daria a nossos credores o direito de pleitear o vencimento antecipado de nossas dívidas.

Ademais, diversos dos nossos instrumentos financeiros estão sujeitos a vencimento antecipado no caso dos atuais acionistas deixem de deter a maioria do capital social com direito a voto da CPFL Energia ou de controlar por qualquer outra forma a administração e políticas da nossa Companhia ou caso a VBC deixe de deter, direta ou indiretamente, pelo menos 25% do capital social integralizado e subscrito da CPFL Paulista.

Nossos contratos prevêem as seguintes restrições substanciais para a distribuição de dividendos por nossas subsidiárias: (a) para que a RGE distribua os dividendos em valor superior ao mínimo legal nos termos da legislação brasileira, é necessári a a concordância do outro acionista da RGE e (b) nossos projetos de geração de Campos Novos, Barra Grande e CERAN têm restrições à distribuição de dividendos nos termos de seus contratos de financi amento. Em 31 de dezembro de 2003, a CPFL Paulista estava sujeita a algumas restrições relacionadas à distribuição de dividendos de acordo com um contrato de empréstimo, mas estes impedimentos expiraram após a realização de det erminados pagamentos até julho de 2004. Os contratos de concessão de nossas subsidiárias de distribuição e geração restringem-nas de realizar empréstimos e adiantamentos para nós ou para outras de nossas subsidiárias sem a aprovação da ANEEL. A maioria dos instrumentos de dívida da nossa Companhia também prevê que se houver inadimplemento de uma obrigação sob tais contratos, a Companhia em questão terá restrições em sua capacidade de distribuir dividendos no que tange ao valor que exceder o dividendo mínimo legal nos termos da lei.

De acordo com um contrato celebrado com nossos acionistas controladores, concordamos em reinvestir na CPFL Geração os dividendos ou outras distribuições que venhamos a receber da CPFL Paulista ou quaisquer dividendos ou distribuições que nossos acionistas controladores recebam de nossa Companhia at é o momento em que os projetos de geração da CPFL Geração estejam integralmente capitalizados e financiados. Com os recursos desta oferta, esperamos capitalizar integralmente nossos projetos de geração. Veja “ Atividades da Companhia – Expansão da Capacidade de Geração”.

Nossa Companhia e nossos acionistas controladores – VBC, 521 Participações e Bonaire – celebraram um Contrato de Retenção de Ações com o IFC, de acordo com o qual concordam em manter, em conjunto, a titularidade direta de 51% das nossas ações com direito a voto e a titularidade direta ou indireta de 51% das ações com direito a voto subscritas e integralizadas da CPFL Paulista e da CPFL Geração. Ademais, cada um dos nossos acionistas controladores concorda manter a titularidade direta de pelo menos 5% das nossas ações com direito a voto e a titularidade direta ou indireta de pelo menos 5% das ações com direito a voto da CPFL Paulista e da CPFL Geração. A Bonaire poderá reduzir sua participação no capital com direito a voto da nossa Companhia e do capital com direito a voto da CPFL Paulista e da CPFL Geração abaixo dos níveis descritos acima caso prest e garantia em dinheiro conforme previsto no Contrato de Retenção de Ações.

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No que tange ao Contrato de Investimento, o IFC, a CPFL Geração e a CPFL Centrais Elétricas celebraram Acordo de Acionistas tendo por objeto a administração da CPFL Centrais Elétricas. Nos termos do Acordo de Acionistas, a aprovação por parte do IFC é necessária para a prática de determinados atos pela CPFL Centrais Elétricas, inclusive para alterações em seu estatuto social, emissão de ações adicionais, incorporação, fusão ou outra reestruturação societ ária ou qualquer transferência dos seus ativos.

Operações Não Registradas no Balanço

Garantimos alguns empréstimos e financiamentos de nossas subsidiárias consolidadas pelo método de consolidação proporcional. De um modo geral, nossa participação em tais garantias não excede nossa participação proporcional em tais subsidiárias. No entanto, em 2004 garantimos integralmente o saldo devedor de uma linha de crédito da CERAN no valor de R$436 milhões (esta linha de crédito ainda não foi totalmente desembolsada) e registramos apenas 65% do passivo da CERAN em nossas demonstrações financeiras. Em 30 de junho de 2004, nós não possuíamos (a) garantias (tais como definidas no parágrafo 3 do pronunciamento do Financial Accounting Standards Board nº 45 - Contabilização de Garantias e Obrigação de Divulgar Garantias), com exceção da garantia da CERAN descrita acima; (b) direitos reservados ou contingentes sobre ativos transferidos a empresa não consolidada ou transações similares; (c) obrigações nos termos de instrumentos derivativos que sejam indexados às Ações Ordinárias e classificados no patrimônio líquido ou (d) obrigações decorrentes de participações variáveis em sociedades não consolidadas, conforme definido no pronunciamento do Financial Accounting Standards Board nº 46, Consolidação de participações variáveis em sociedades.

Risco de Mercado

Nossa Companhia está exposta a risco de mercado em função de mudanças nas taxas de câmbio, taxas de juros e correção monetári a. O risco cambial existe na medida que t emos dívida denominada em dólares. Da mesma forma, nossa Companhia está sujeita a risco de mercado decorrente de mudanças das taxas de juros que podem afetar o custo de nossos financiamentos. Nossa Companhia utiliza instrumentos financei ros, tais como swaps e contratos futuros para gerenciar esses riscos de mercado.

Risco Cambial

Em 30 de junho de 2004, o valor não amortizado de nosso endividamento denominado em dólares era de aproximadamente R$953 milhões; contudo, celebramos contratos de swap que reduzem o risco cambial com relação a R$684 milhões deste valor. O prejuízo em potenci al à nossa Companhia que resultaria de uma alteração hipotética de 10% das taxas de câmbio, após os swaps, seria de aproximadamente R$27 milhões, principalmente em função do aumento do valor em reais do principal do endividamento em moeda estrangeira descrito acima (aumento esse que estaria refl etido como despesa em nossa demonstração do resultado).

Risco de Taxa de Juros

Temos um endividamento e ativos financei ros denominados em reais com taxas de juros variáveis, ou, em alguns casos, taxas fixas. Também temos swaps que efetivamente convert em algumas de nossas dívidas denominadas em dólares para reais a taxas de juros variadas. As taxas de juros e as taxas de indexação incluem diferentes taxas utilizadas no mercado financei ro brasileiro. Em 30 de junho de 2004, o passivo total, líquido dos ativos e após a realização dos swaps, era de R$3.683 milhões.

Uma alteração hipotética instantânea e desfavorável de 100 pontos base nas taxas aplicáveis aos ativos e passivos financeiros indexados a taxas flutuantes em 30 de junho de 2004 resultaria em um desembolso adicional de aproximadamente R$37 milhões. A análise de sensibilidade acima toma por base a movimentação desfavorável de 100 pontos base das taxas de juros aplicáveis a cada categoria de ativos e passivos financeiros. A categoria é definida de acordo com a moeda na qual os ativos e passivos financeiro estão denominados e pressupõe a mesma movimentação de taxa de juros dentro de cada categoria (por exemplo, dólares). Em decorrência deste fato, o modelo de sensibilidade de risco de taxa de juros da nossa Companhia poderá exagerar o impacto das flutuações das taxas de juros com relação aos instrumentos financeiros, uma vez que movimentações desfavoráveis de maneira consistente de todas as taxas de juros são improváveis.

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VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Introdução

Em 2002, o MME aprovou um Plano Decenal de Expansão, segundo o qual a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 112,1 GW até 2012, dos quais 86,8 GW corresponderão a geração hidroelétrica, 16,8 GW a geração t ermoelétri ca e 8,5 GW a importação de energia elétrica por meio do Sistema Interligado Nacional. Em dezembro de 2003, o Brasil tinha capacidade instalada de 85,4 GW, dos quais aproximadamente 78% correspondiam a geração hidroelétrica, 13% a geração termoelétri ca e 9% a importação de energia elétrica pelo Sistema Interligado Nacional.

Aproximadamente 33% da capacidade instalada brasileira é atualmente detida pel a Eletrobrás, uma sociedade de economia mista controlada pelo Governo Federal. Por intermédio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é também responsável por 61,0% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV no Brasil. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétri ca, incluindo, entre outras, a Companhia Energética de São Paulo - CESP, a Companhia Paranaense de Energi a - COPEL e a Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG.

Empresas privadas detinham, em 2003, 25% e 72% do mercado de geração e distribuição, respectivamente, em termos de capacidade total, e 21% do mercado de transmissão em termos de receita.

Distribuição e Geração de Energia Elétrica no Brasil

Consumo

Entre 1996 e 2003, o consumo de energia elétrica brasileiro cresceu a uma taxa acumulada média de 2,09% a.a., totalizando 15,6%. O PIB do país no mesmo período cresceu a taxas bastantes similares (2,01% a.a. ou 14,9%), sinalizando uma forte correlação entre crescimento econômico e consumo de energia elétri ca.

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003 Crescimento

Médio

PIB (%) 2,7% 2,9% 0,3% 0,8% 4,4% 1,3% 1,9% -0,2% 2,0% Consumo (GWh) 260.111 276.191 287.515 292.188 307.449 283.257 289.932 300.646 2,1% Crescimento (%)

6,2% 4,1% 1,6% 5,2% -7,9% 2,4% 3,7%

Fonte: ANEEL e IBGE Em 2003, o segmento de distribuição de energia elétrica demandou 300.646 GWh, dos quais 25,3% foram para clientes residenciais, 43,2% industriais, 15,8% comerciais e 15,7% para outros tipos de clientes. O número total de clientes residencias no mesmo ano foi de 45,3 milhões e o consumo per capita atingiu 140 Kwh/mês, retornando aos níveis de 1998. O modesto crescimento em rel ação ao ano anterior comprova que a população brasileira ainda está se recuperando da mudança de hábitos de consumo observada durante o racionamento de energia elétrica ocorrido entre 2001 e 2002. Neste período, consumidores na maior parte do país foram forçados a reduzir consumo per capita em 20% e para conseguir atender essa exigência foi necessário adaptar hábitos cotidianos para atingir o uso mais eficiente da energi a. Para veri ficar a demanda da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, veja a Seção “ Atividades da Companhia – Análise da Demanda”.

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Consumo Regional

As regiões na qual a CPFL está localizada são as mais representativas em termos de número de consumidores e PIB per capita. O Sul e o Sudeste do país incorporam o núcleo do desenvolvimento econômico e, mais especificamente os Estados de São Paulo e Rio Grande do Sul, onde se localizam as áreas de concessão da CPFL Piratininga e CPFL Paulista e RGE, possuem o maior poder de consumo dentro de suas regiões geográficas.

Número de Clientes

(em milhões R$)

% do total

PIB per capita(1) (em milhares R$)

Consumo de energia em 2003

(em GWh)

% do total

Energia por

cliente (2) Sudeste 25,9 48,6% 8,8 161.225 53,6% 519,3 SP 13,7 25,8% 10,0 N/D Sul 8,5 16,0% 7,7 52.423 17,4% 514,3 RS 3,4 6,3% 8,3 N/D Nordeste 12,5 23,5% 3,0 50.189 16,7% 335,0 Centro-Oeste 3,8 7,1% 6,6 18.466 6,1% 407,1 Norte 2,6 4,9% 3,9 18.344 6,1% 591,8

Total 53,2 100% 6,5 300.647 100% 470,8 Fonte: ANEEL (1) Em R$ de 2000. (2) GWh / Número Total de Clientes.

O modesto crescimento observado no segmento residencial da região Sul em 2003 (1,7%) foi parcialmente devido ao fato que durante o período do racionamento os consumidores não necessitaram reduzir seu consumo (o nível de reservatórios da região permitiu relaxar as condições do racionamento na região) e, portanto, a base a partir da qual o crescimento desta classe foi calculado era relativamente mais elevada. Na região Sudeste, bem como no restante do país, onde o programa de racionamento foi efetivamente aplicado, a taxa de crecimento de 4,8% foi calculada a partir de uma base com os efeitos do racionamento. No entanto, o aumento das tarifas em 17% (ver - Tarifas), aliado a redução de 0,20% no nível de atividade econômica do país e consequente queda na renda média da população, impossibilitou uma retomada mais expressiva da demanda.

O segmento industrial, entretanto, observou neste mesmo período uma redução na demanda por energia nas regiões Sul e Sudeste devido, em outros fatores, ao movimento de migração das empresas em direção ao auto-suprimento e à supra-mencionada redução do PIB brasileiro.

Residencial Industrial Comercial Outros Total

Em GWh 2003 03/02 2003 03/02 2003 03/02 2003 03/02 2003 03/02

Brasil 76.165 4,8% 129.877 1,7% 47.532 5,0% 47.072 6,2% 300.647 3,7%

Sudeste 41.575 4,3% 70.381 -18,0% 27.244 4,0% 22.024 4,5% 161.225 1,5%

Sul 12.954 1,7% 21.812 5,7% 7.907 4,3% 9.750 2,5% 52.423 3,9% Nordeste 12.005 10,5% 22.666 5,0% 6.682 9,2% 8.836 13,3% 50.189 6,0% Centro-Oeste 5.676 6,0% 5.159 34,0% 3.473 6,9% 4.157 9,1% 18.466 13,4% Norte 3.955 3,4% 9.858 10,0% 2.226 6,1% 2.304 8,1% 18.344 7,8% Fonte: ANEEL

Tarifas

A tarifa média de fornecimento brasileira é uma das mais baixas do mundo principalmente porque o parque de geração de energia hidrelétrica responde por 76,6% do total instalado, ao passo que a média mundial é de apenas 10%. Sendo assim, o Brasil dispõe de um largo potencial de energia renovável e mais barata.

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O mecanismo de controle tari fário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em capacidade de geração, tornando iminente a possibilidade de um racionamento.

Após a criação da ANEEL em 1997, a agência passou a regular as tari fas praticadas pelas distribuidoras e assegurar que as tari fas sejam praticadas pelo prazo mínimo de um ano. Nesse ambiente regulatório a tari fa de fornecimento é determinada de acordo com o tipo de consumidor (classe) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo). Veja “Tarifas de Fornecimento de Energi a Elétrica”.

Os consumidores residenci ais pagam uma tari fa progressiva, com subsídio para consumidores de baixa renda. Até novembro de 1995, o consumo de até 200 kWh mensais em todo o país era subsidiado, mas após esta data, o limite do subsídio passou a variar conforme a distribuidora. Somente em 2002, o Governo Federal estabeleceu que as tarifas subsidiadas fossem concedidas a todos os clientes com consumo mensal de até 80 kWh, não podendo ser superior a 200 KWh em nenhum dos doze meses anteriores.

No grupo A, paga-se pela potência contratada (kW) e pelo consumo em kVA, de forma que a tarifa efetivamente paga por kWh depende do consumo efetivo e do fator de carga dos equipamentos utilizados.

Para a indústria, existem três modalidades principais de fornecimento:

• firme convencional - tarifas constantes, similar ao dos consumidores não-industriais e normalmente só aplicado a indústrias de pequeno porte.

• firme horossazonal - tarifa varia conforme a hora do dia e a estação do ano: Este regime representa 77% do consumo na classe industrial.

• interruptível (EST e ETST) - aplica-se a excedentes eventuais de energia, sem garantia de fornecimento, que também podem ser adquiridos pelas distribuidoras privadas de eletricidade. A disponibilidade depende da estação do ano e do consumo de energia fi rme, reduzindo-se, portanto, com a estação seca e com o aquecimento da economia.

Na estrutura atual, conforme pode ser observado na tabela abaixo, o segmento industrial é subsidiado pelas outras classes que pagam tari fas bastante superiores. Entretanto, a ANEEL vem tent ando corrigir estes subsídios cruzados autorizando aumentos maiores para consumidores industriais em relação as outras classes.

Tarifas 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Tarifas de fornecimento (R$/MWh) 71.52 80.73 84.49 95.81 108.53 122.88 143.05 167.3 Variação 23,0% 12,9% 4,7% 13,4% 13,3% 13,2% 16,4% 17,0%

Tarifa média residencial (R$/MWh) 104.85 113.07 121.61 136.11 158.84 179.78 209.74 239.4 Variação 38,7% 7,8% 7,6% 11,9% 16,7% 13,2% 16,7% 14,1% Tarifa média industrial (R$/MWh) 48.07 55.1 55.88 64.18 71.09 82.18 95.77 112.0

Variação 14,3% 14,6% 1,4% 14,9% 10,8% 15,6% 16,5% 16,9% Tarifa média comercial (R$/MWh) 97.95 105.82 110.25 119.69 136.87 156.17 185.6 210.7 Variação 15,1% 8,0% 4,2% 8,6% 14,4% 14,1% 18,8% 13,5%

Fonte: ANEEL

Índices de Qualidade

Desde a sua criação, a ANEEL manteve constante preocupação em assegurar a contínua melhoria dos serviços de distribuição de energia el étrica at ravés do monitoramento dos indicadores de qualidade e confiabilidade da rede elétrica. Algumas medidas de qualidade de serviços, como Duração equivalente de interrupções por unidade consumidora – DEC e Freqüência equivalente de interrupções por unidade consumidora – FEC têm melhorado significativamente, conforme demonstrado na tabela abaixo, no período durante o qual a Agência tem supervisionado o setor e com o cumprimento das metas de qualidade assumidas pelas distribuidoras por ocasião do leilão de privatização.

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Na tabela abaixo podem ser visualizados os indicadores DEC e FEC observados pela ANEEL em todo o Brasil.

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

DEC - Duração Equivalente por Consumidor (horas) 26,09 27,19 24,05 19,85 17,44 16,57 18,70 16,40

FEC – Frequência Equivalente por Consumidor (vezes) 21,91 21,68 19,85 17,59 15,25 14,55 15,45 12,96 Fonte: ANEEL

As Distribuidoras de Energia Elétrica

O setor de distribuição de energia elétrica no Brasil é bastante fragmentado, operando com 64 distribuidoras em todo território nacional e destas, as 10 maiores representam 63% da energia vendida no país. Aproximadamente 7,3% de toda energia vendida no país está sob o controle do Governo Federal e a maior distribuidora do país em quantidade de energia vendida, CEMIG, é controlada pelo Governo do Estado de Minas Gerais.

A Escelsa, (Espírito Santo Centrais Elétricas) foi a primeira empresa vendida pelo Governo Federal durante o Programa Nacional de Desestatização (PND). Antes disso, empresas privadas de distribuição de energia eram responsáveis por 3% da energia vendida no país. Nos anos subseqüentes, grandes distribuidoras, como Light (Rio de Janeiro) e Eletropaulo (São Paulo) foram privatizadas dando início a um ambiente progressivamente competitivo no setor. Atualmente, cada companhia oferece seus serviços a seus clientes cativos dentro de sua área de concessão, podendo alguns consumidores contratar energia diretamente com as geradoras. Veja “ -Ambiente de Contratação Livre - ACL”.

O Estado de São Paulo é atendido por diversas empresas de distribuição de energia elétrica, porém, de acordo com as informações da Secretaria de Estado de São Paulo, em março de 2004, 84% da energia consumida é distribuída por 5 empresas: Eletropaulo (33%), CPFL Paulista (20%), CPFL Piratininga (11%), Elektro (10%) e Bandeirante (10%).

A RGE opera no Estado do Rio Grande do Sul e é limítrofe de duas outras distribuidoras: AES Sul e CEEE. A região consumiu 20.407 GWh em 2003, dos quais AES Sul vendeu 35,7%, CEEE 29,5% e RGE 28,7% e o restante, 5,6%, foi ofertado por pequenos distribuidores no Estado.

O mapa abaixo demonstra as áreas de concessão das distribuidoras de energia no Brasil e o seu tipo de controle (Estatal / Privado).

Fonte: ANEEL

AES Sul (Rio Grande Do Sul)

CEE

Eletroacre Acre

COELCE (Ceará)

ENERGIPE Sergipe

COSERN (R.G.Norte)

CELESC (Santa Catarina)

COPEL (Paraná

)

RG

CEAM/Manaus Energia

CERON Rondôni

CELTINS (Tocantins

) CEB DF

CEMIG (Minas Gerais)

CELG Goiás

CEMAT (Mato

Grosso)

LIGHT ENERSUL (M.Grosso

Sul)

CEPISA

CEMAR Maranhã

CELPA (Pará)

CEA Amapá

São

METROPOLITANA ELEKTRO

CERJ (Rio de Janeiro) CATAGUAZES

ESCELSA (Espírito Santo)

CER/ Boa Vista Energia

Roraima

COELBA (Bahia)

CPFL

BANDEIRANTE

CELPE (Pernambuco

CEAL Alagoas

SAELPA (Paraíba) Cataguazes

Controle Estatal

Controle Privado

CPFL PIRATININGA

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Geração de Energia Elétrica

O Brasil possui grandes rios de planalto alimentados por chuvas tropicais abundantes que mantêm uma das maiores reservas de água doce do mundo. Em função disso, a geração de energia el étrica no País é, na sua maioria (92%), oriunda de usinas hidroelétricas, com restante da oferta proveniente principalmente de usinas térmicas. A capacidade nominal atingiu 85,4GW em 2003 com participação signifi cativa da Eletrobrás com mais de um terço da capacidade instalada.

Durante o ano de 2003, além da incerteza sobre o modelo regulatório, o parque gerador brasileiro conviveu com capacidade ociosa estimada em 7.500 MW. A solução encontrada pelo Governo Federal foi realizar um leilão com a energi a excedente no MAE com a participação de 7 geradoras e 23 compradores que, apesar dos preços satis fatórios, manteve sem solução o problema de energia excedente. Durante todo ano, diversos projetos em geração foram abandonados e algumas usinas termelétricas permaneceram desligadas em função das incertezas do setor e abundância de chuvas observados em 2003.

A solução proposta pelo Novo Modelo do Setor Elétrico, no entanto, vem estancar a redução dos investimentos no setor. Para o futuro, a ANEEL prevê um total de 8.694MW de usinas entrando em operação entre 2004 e 2008.

2004 2005 2006 2007 2008 2004 a 2008

Usinas Previstas (MW) 2.384 3.063 2.755 423 70 8.694 Fonte: ANEEL em 15 de junho de 2004 – Usinas que não possuem restrições para entrada em operação.

Histórico

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. Nos últimos anos, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétri co. Em geral, essas medidas visavam aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, aumentando, dessa forma, a concorrênci a como um todo no setor elétrico.

Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:

• Em 1995, por meio de uma Emenda Constitucional, foi autorizado o investimento estrangeiro em geração de energia elétrica. Anteriormente a essa emenda, todas as concessões de geração eram detidas por pessoa física brasileira ou pessoa jurídica controlada por pessoas físicas brasileiras ou pelo Governo Federal.

• 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 Energi a Elétrica que, em conjunto (1) exigiram que todas as concessões para prest ação de servi ços relacionados a energia elétri ca fossem outorgadas por meio de processos licitatórios, (2) gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétri ca que apresentassem demanda significativa, designados consumidores livres, adquirissem energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, (3) trat aram da criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua conta e risco, a totalidade ou part e de sua energia elétrica a consumidores livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros, (4) concederam aos consumidores livres e fornecedores de energi a elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e (5) eliminaram a necessidade, por parte das concessionárias, de obter concessão, por meio de licitações, para construção e operação de usinas hidroelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW, as chamadas Pequenas Centrais Hidroelétri cas – PCHs.

• A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de geradoras e distribuidoras detidas pel a Eletrobrás e por vários estados foi vendida a investidores privados. Ao mesmo tempo, alguns governos estaduais também venderam suas participações em importantes distribuidoras.

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• Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do setor elétrico. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias:

- 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;

- exigência de que as distribuidoras e geradoras fi rmassem os Contratos Iniciais, via de regra compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL. A principal finalidade dos Contratos Iniciais é assegurar que as distribuidoras tenham acesso a fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantam uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica durante o período de transição que culminará no estabelecimento de um mercado de energia el étrica livre e competitivo;

- criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional; e

- estabelecimento de processos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de energia el étrica.

• 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:

- a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afet adas pela escassez de energia el étrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordest e do Brasil; e

- 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 afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tari fários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elét rica.

• Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa de Racionamento, em razão do aumento da oferta (graças à elevação signi ficativa dos níveis dos reservatórios) e da redução moderada da demanda. Em 29 de abril de 2002, o Governo Federal promulgou novas medidas que, entre outras coisas, estabeleceram a RTE para compensar perdas financeiras incorridas pelos fornecedores de energi a elétrica em função do Programa de Racionamento.

• 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 precípua proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energi a elétrica com modicidade tari fária. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi regulamentada por diversos decretos editados pelo governo federal em julho e agosto de 2004 e continua sujeita a regulamentação adi cional a ser editada no futuro. Para obter informações adicionais sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, veja “ - Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”.

• Em 30 de julho de 2004, os principais aspectos relativos à comercialização de energi a elétrica foram regulamentados por decreto presidencial.

Concessões

As companhias ou consórcios que pret enderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representant e do Poder Concedente. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de concessão durante um período determinado. Tal período tem geralmente a duração de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão existente pode ser renovada discricionari amente pelo Poder Concedente.

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A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elét rica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, e as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida, abaixo:

• Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satis fazer parâmetros de regularidade, continuidade, efi ciênci a, segurança e acesso ao serviço.

• Servidões. O Poder Concedente pode declarar os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública para fins de instituição de servidão administrativa, em benefício de uma concessionári a. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.

• Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços.

• Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária.

• Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de um decreto presidencial, com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fi el cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. No prazo de 30 dias após a data do decreto, um representante do Poder Concedente deverá iniciar um procedimento administrativo no qual é assegurado à concessionária direito de ampla defesa. Durante o prazo do procedimento administrativo, um interventor indicado por decreto do Poder Concedente ficará responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído em 180 dias após a entrada em vigor do decreto, cessa-se a intervenção e a concessão retorna à concessionária. A administração da concessão também retornará à concessionária, caso o interventor decida pel a não extinção da concessão e o seu termo contratual ainda não tiver expirado.

• Extinção. A extinção do contrato de concessão poderá ser determinada por meio de encampação e/ou caducidade. Encampação é a retomada do servi ço pelo Poder Concedente durant e o prazo da concessão, por razões rel ativas ao int eresse públi co que deverão ser expressamente decl aradas por l ei autori zativa especí fi ca. A caducidade deverá ser decl arada pelo Poder Concedente após a ANEEL ou o MME terem expedido um ato normativo indicando a falha da concessionári a em (i ) cumpri r adequadamente com suas obrigações estipuladas no cont rato de concessão; (ii ) não ter mais a capacidade técni ca, financei ra ou econômica de prestar o servi ço de forma adequada; ou (iii) não cumprir as penalidades eventualmente impostas pelo Poder Concedente. A concessionári a t em o di reit o à ampla defesa no procedimento administ rativo que decl arar a caducidade da concessão e poderá recorrer judi cialmente contra t al ato. A concessionári a tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversívei s que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, descontando-se o valor das mult as cont ratuai s e dos danos por el a causados.

• Advento do termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionári a que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energi a elétri ca, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.

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Penalidades

A regulamentação da ANEEL rege a imposição de sanções aos operadores do setor elétrico, define as condutas que configuram violação da lei e classifi ca as pertinent es penalidades com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertênci as, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos licitatórios para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até dois por cento da receita das concessionárias veri ficada no período de 12 meses que anteceder qualquer auto de infração. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da ANEEL no caso de:

• Celebração de contratos com partes rel acionadas nos casos previstos na regulamentação.

• Venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de quaisquer ônus sobre el es (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energi a elétrica.

• Alterações no controle do detentor da autorização ou concessionário.

Principais Entidades Regulatórias

Ministério de Minas e Energia

O MME é o principal órgão regulador do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder Concedente em nome do governo federal, e tendo como sua principal atribuição o estabel ecimento das políticas, diretrizes e da regulamentação do setor. Subseqüentemente à aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando principalmente por intermédio do MME, assumirá certas atribuições anteriormente de responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e instalações de energia elétri ca.

ANEEL

O setor elétri co brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal autônoma. Subseqüentemente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da ANEEL é regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e responder a questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (1) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energi a elétrica, inclusive aprovação de t ari fas de energia el étrica, (2) promulgação de regulamentos para o setor el étrico, (3) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidroelétrica, (4) promoção do processo licitatório para novas concessões, (5) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia elétrica, e (6) definição dos critérios e metodologia para determinação das tari fas de transmissão.

Conselho Nacional de Política Energética

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 Ministro de Minas e Energia, 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.

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ONS

O ONS foi criado em 1998. O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, formada pelos consumidores livres e empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico conferiu ao Governo Federal poderes para indicar três membros da Diretoria do ONS. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional, de acordo com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento da operação da geração e transmissão, a organização e controle da utilização do Sistema Interligado Nacional 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) e 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.

Mercado Atacadista de Energia - MAE e sua sucessora a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

A partir de 2002, o MAE ficou sujeito à autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL. Os agentes do MAE incluem todas as grandes geradoras, comercializadores (inclusive distribuidoras) e importadores e exportadores de energi a elétrica. Geradoras de menor porte também são elegíveis para participar do MAE.

O MAE calcula e publica o preço spot (PMAE) da energia elétrica tomando por base critérios aprovados pela ANEEL e com dados gerados pelo ONS. O preço spot da energia elétrica é atualmente determinado levando em consideração, entre outros fatores, (1) a utilização ótima dos recursos energéticos, (2) o equilíbrio entre sua oferta e demanda, (3) a carga dos agentes conectados ao Sistema Interligado Nacional, e (4) a projeção de carga de energia elétrica.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o preço da energi a elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Di ferenças – PLD) levará em conta, dentre outros fatores, (1) a otimização do uso dos recursos eletro-energéticos para atendimento das cargas do sistema, (2) as necessidades de energia el étrica dos agentes e (3) o custo do déficit de energia elétrica.

O MAE será extinto e suas atividades e ativos serão absorvidos pela nova CCEE dentro de 90 (noventa) dias da publicação do decreto n.º 5.177, de 12 de agosto de 2004.

De acordo com o referido decreto, a CCEE será constituída sob a forma de pessoa jurídica de direito privado sob a regulação e fiscalização da ANEEL.

A finalidade da CCEE é viabilizar a comercialização de energi a elétrica no Sistema Interligado Nacional, promovendo, desde que delegado pela ANEEL, os leilões de compra e venda de energi a elétrica. A CCEE será responsável (i) pelo registro de todos os Contratos de Comercialização de Energi a no Ambiente Regulado – CCEAR e os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e energi a dos contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre – ACL, e (ii) pela contabilização e liqüidação dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo, dentre outras atribuições.

A CCEE será integrada pelos concessionários, permissionários e autori zados de serviços de energia elétrica e pelos consumidores livres e o seu conselho de administração será composto de cinco membros, sendo quatro indicados pelos referidos agentes e um pelo MME, que será o seu presidente.

Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou decreto que cria a Empresa de Pesquisa Energética – EPE e aprova o seu estatuto social. A EPE é uma empresa pública federal, cuja autorização foi autorizada por lei, responsável pela condução de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, incluindo as indústrias de energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, font es energéticas renováveis, bem como na área de efi ciênci a energética. Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da política energética nacional.

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Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Em 9 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que cria o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, que será presidido e coordenado pelo MME e composto por represent antes da ANEEL, da Agência Nacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e do ONS. As principais atribuições do CMSE será (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 ou restauração da segurança no abast ecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE. Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes nas normas do setor el étrico com o objetivo (i) de proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e manutenção da capacidade geradora, (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, por meio de processos licitatórios. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

• criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energi a elétrica, sendo (1) um mercado de venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elét rica para consumidores cativos, o Ambiente de Contratação Regulada - ACR; e (2) um mercado especi fi camente destinado aos demais agentes do setor elétrico (por exemplo, produtores independentes, consumidores livres e agentes comercializadores), que permitirá um certo grau de competição em rel ação ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR, denominado Ambiente de Contratação Livre - ACL;

• restrição de atividades para distribuidoras, de modo a assegurar que as distribuidoras se concentrem exclusivamente na prestação do servi ço público de distribuição, para garantir um serviço mais eficiente e confi ável aos consumidores cativos;

• eliminação do direito à chamada auto-cont ratação, de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas; e

• respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa cri ado pelo Governo Federal em 1990 com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas estatais.

Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu argüindo que as ações diretas de inconstitucionalidade haviam perdido o objeto uma vez que a medida provisória que estabelecia o novo modelo do setor elétrico já havia se convertido em lei. No entanto, o julgamento do Supremo Tribunal Federal, realizado em 4 de agosto de 2004, rejeitou o referido argumento do Governo Federal e confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. Neste mesmo julgamento, um dos Ministros do Supremo Tribunal Federal já proferiu voto pela inconstitucionalidade de parte relevante dos artigos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, enquanto que outro Ministro pediu vista dos autos, suspendendo, por esta razão, o julgamento das referidas ações. A decisão final sobre o mérito da questão depende dos votos da maioria dos membros do Supremo Tribunal Federal, em sessão cujo quorum mínimo seja de oito Ministros. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito e, portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, esperamos que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de energia elétri ca pela distribuidoras, de venda de energi a elétrica para consumidores livres, e a eliminação do direito à auto-contratação, continuem em vigor.

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Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétri co for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficáci a, gerando incert ezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico. Considerando que a nossa Companhia já adquiriu praticamente todas as suas necessidades de energi a elétri ca até 2007 e o repasse deste custo de aquisição deve permanecer regulado pelo regime anterior ao da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, acreditamos que, no curto prazo, os efeitos de tal decisão para nossas atividades estará de alguma forma mitigado. No entanto, é difícil de prever o exato efeito de uma decisão contrária à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico para nossa companhia e para o setor elétrico como um todo, o que pode levar a um impacto adverso nos nossos negócios e resultado de operações mesmo no curto prazo.

Ambiente Paralelo para Comercialização de Energia Elétrica

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétri ca serão realizadas em dois diferent es segmentos de mercado: (1) o Ambiente de Contratação Regulada - ACR, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de licitações, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento a seus consumidores cativos e (2) o Ambiente de Contratação Livre - ACL, que compreende a compra de energia elétri ca por agentes não-regulados (como os consumidores livres e comerci alizadores de energi a elétrica).

A energi a elétri ca proveniente (1) de projetos de geração de baixa capacidade localizados próximo a centrais de consumo (tais como usinas de co-geração e as Pequenas Centrais Hidroelétricas), (2) de usinas qualificadas nos termos do Proinfa, e (3) de Itaipu, não ficará sujeita ao processo licitatório para fornecimento de energia elétrica ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR. A energia elétrica gerada por Itaipu, situada na fronteira entre Brasil e Paraguai, é comercializada pel a Elerobrás e a quantidade a ser adquirida por cada distribuidora é determinada pelo Governo Federal através da ANEEL. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comerci alizada é denominado em dólar e estabelecido de acordo com trat ado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétri ca de It aipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o real e o dólar. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A, exposto abaixo em “ – Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica”.

Ambiente de Contratação Regulada - ACR

No Ambiente de Contratação Regulada - ACR, as distribuidoras compram suas necessidades projet adas de energia elétrica para distribuição a seus consumidores cativos. As distribuidoras deverão contratar a compra de energia elétrica de geradoras por meio de licitação, coordenada pela ANEEL, direta ou indiretamente, no último caso, por intermédio da CCEE. As compras de energia elét rica poderão ser realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: (1) Contratos de Energia, e (2) Contratos de Capacidade.

Nos termos dos Contratos de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia el étrica e assume o risco de o fornecimento de energia el étrica ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper ou reduzir o fornecimento de energia elétrica, caso em que a unidade geradora ficará obrigada a comprar a energia el étrica de outra fonte para atender seus compromissos de fornecimento. Nos termos dos Contratos de Capacidade, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. No entanto, o eventual aumento dos preços de energia elétrica devido a condições hidrológicas será repassado aos consumidores pelas distribuidoras. Em conjunto, esses contratos constituem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.

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Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de demanda das distribuidoras é o principal fator na determinação da quantidade de energia elétrica que o sistema como um todo contratará. Segundo o novo sistema, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades projetadas de energia elétrica, em vez dos 95% previstos no regime ant erior. Um desvio na demanda efetiva em comparação à demanda projetada pode acarretar a imposição de penalidades às distribuidoras, estando essa questão ainda pendente de regulamentação.

As distribuidoras de energia elétrica terão direito de repassar integralmente a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétri ca por elas adquirida, bem como determinados encargos e impostos, por meio de licitações sujeitas a determinadas limitações relacionadas a habilidade dos distribuidores de projetar sua demanda. Caso as distribuidoras não consigam projetar corretamente sua demanda e precisem celebrar contratos de prazo mais curto, poderá haver uma limitação na sua habilidade de repassar os custos mais altos destes contratos.

Ambiente de Contratação Livre - ACL

O Ambiente de Contratação Livre - ACL englobará as vendas de energia elétrica livremente negociadas ent re concessionárias geradoras, Produtores Independentes de Energi a Elétrica, Auto-Produtores, comercializadores de energia elétrica, importadores de energi a elétrica e consumidores livres. O Ambiente de Contratação Livre - ACL também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a respectiva expiração. Quando de sua expiração, tais contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

O consumidor que puder escolher seu fornecedor, cujo contrato com a distribuidora tenha prazo indeterminado, somente poderá rescindir seu contrato com a distribuidora local por meio de notificação a tal distribuidora com antecedência mínima de quinze dias da data limite para a declaração feita pela distribuidora ao MME de suas necessidades de energia para o leilão de compra referente ao ano subseqüente. Para maiores detalhes, ver seção “ Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”.

Caso o consumidor opte pelo Ambiente de Contratação Livre - ACL, somente poderá voltar ao sistema regulado uma vez que tenha entregado à distribuidora de sua região aviso com cinco anos de antecedênci a, fi cando estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar que, se necessária, a construção de novas unidades geradoras possa ser finalizada para suprir os consumidores livres que voltarem ao Ambiente de Contratação Regulada - ACR. As geradoras estatais, tais como as geradoras privadas, poderão vender energia elétri ca aos consumidores livres, contudo estas unidades deverão fazê-lo por meio de processos públicos que garantam a transparência e igualdade de acesso aos interessados.

Restrição de Atividades das Distribuidoras

As distribuidoras integrantes do Sistema Interligado Nacional não poderão (1) desenvolver atividades relacionadas à geração ou transmissão de energi a elétrica, (2) vender energia el étrica aos consumidores livres, com exceção dos situados em sua área de concessão e segundo as mesmas condições e tari fas rel ativas a consumidores cativos no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, sociedade anônima ou limitada ou (4) desenvolver atividades que não tenham relação com suas respectivas concessões, com exceção das permitidas por lei ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não poderão ser coligadas ou controladas de distribuidoras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu período de transição de dezoito meses para as empresas adaptarem-se a essas regras, podendo a ANEEL prorrogar tal prazo por mais dezoito meses na hipótese de as empresas não conseguirem atender às exigências dentro do prazo prescrito. Excepcionalmente, as distribuidoras que estiverem tomando as medidas para atender às regras supracitadas terão permissão para celebrar novos contratos sem atender às referidas restrições até dezembro de 2004.

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Eliminação do Direito à Auto-contratação

Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos será efetuada no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, a chamada auto-contratação, a autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica adquirida de partes relacionadas, não será mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétri ca de partes relacionadas, quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada – ACR e a geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.

Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico expressamente determina que os contratos celebrados pelas distribuidoras de energia elétrica e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não poderão ser alterados para refl etir qualquer prorrogação de seus prazos ou aumento de preços ou quantidades de energia elétrica já contratadas, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo.

Durante o período de transição para o mercado de energi a elétrica livre e competitivo (1998-2005), estabelecido pela Lei do Setor Elétrico, as compras e vendas de energia elétrica entre concessionárias geradoras e distribuidoras devem ocorrer de acordo com os Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição é permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os agentes do mercado contra exposição a potencial volatilidade de preços do mercado spot.

De acordo com a Lei do Setor Elétrico, a energia elétrica contrat ada sob os Contratos Iniciais é reduzida em 25% a cada ano, de 2003 a 2005. As geradoras terão permissão para comercializar sua energia elétri ca excedente não contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou no Ambiente de Contratação Livre - ACL, podendo realizar leilões públicos para comercializar qualquer quantidade não contratada com consumidores livres ou comercializadores de energia el étrica. Quando os Contratos Iniciais expirarem em 2005, toda a energia elétrica será negociada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou no Ambiente de Contratação Livre - ACL. Contudo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que geradoras públicas alterassem os Contratos Iniciais que estivessem em pleno vigor em março de 2004, observada a regulamentação ainda a ser editada. As empresas públicas de geração que tenham alterado seus Contratos Iniciais não estão obrigadas a atender a exigência de redução anual de 25% da quantidade de energi a elétri ca comprometida nos termos de tais contratos, de 2003 a 2005.

Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que (i) regulamenta a comerci alização de energia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre e (ii) dispõe sobre o processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energi a elétrica. Suas principais disposições versam sobre:

• regras gerais de comercialização de energia elétri ca;

• comerci alização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada (incluindo as regras sobre informações e declarações de necessidades de energia el étrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e venda de energia elét rica e repasse às tari fas dos consumidores);

• comerci alização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre;

• contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e

• outorgas de concessão.

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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 Energi a Assegurada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.

As regras sobre a comercialização de energia elét rica no Ambiente de Contratação Regulada – ACR estabelecidas pelo Decreto se referem à forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu mercado, principalmente por meio dos leilões de compra de energi a. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energi a 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 Binacional.

Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no Ambiente de Contratação Regulada – ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano.

Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, autoprodutor ou consumidor livre deverá 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 ant es 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 disto, as distribuidoras devem especi fi car a parcela de contrat ação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres.

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 at é 4 meses posteriores ao respectivo leilão.

Os editais dos leilões serão elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabel ecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento.

Os vencedores de cada leilão de energia realizado no Ambiente de Contratação Regulada - 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, onde os contratos são especí ficos entre agente vendedor e agente de distribuição.

Os CCEAR provenientes dos leilões “ A-5” ou “ A-3” terão prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEAR provenientes dos leilões “ A-1” terão prazo de 5 a 15 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 estabelece três possibilidades de redução das quantidades cont ratadas, quais sejam (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente 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.

No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia el étrica dos leilões às tari fas dos consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência - VR, que é uma média ponderada dos custos de aquisição de energia elétri ca decorrentes dos leilões “ A-5” e “ A-3”, calculado para o conjunto de todas as distribuidoras, que será o limite máximo para repasse dos custos de aquisição de energia proveniente de empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para a contratação de geração distribuída.

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O Valor Anual de Referência é um estímulo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas necessidades de energia elétrica nos leilões “A-5”, cujo custo de aquisição deverá ser inferior ao da energia contratada em “ A-3” e o VR será aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais de aquisição serão repassados integralmente. O Decreto estabelece as seguintes limitações ao repasse dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras:

• impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente a mais de cento e três por cento de sua carga anual;

• quando a contratação ocorrer em um leilão “ A-3” e a contratação exceder em dois por cento a demanda, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor dent re os custos de contratação relativos aos leilões “ A-5” e “ A-3”;

• caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite inferior de contratação (correspondente a 96% da quantidade de energia el étrica dos contratos que se extinguirem no ano dos leilões, subtraídas eventuais reduções), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor;

• No período compreendido entre 2005 a 2008, a contratação de energia proveniente de empreendimentos existentes nos leilões “ A-1” não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor médio do custo de aquisição de energia el étrica proveniente de empreendimentos existentes para entrega a partir de 2005 até 2008. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energi a elétri ca proveniente de empreendimentos existentes; e

• Caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua demanda, a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação de penalidades.

Com a regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, argumenta-se a possibilidade de que consumidores com demanda superior a 3MW, atendidos em qualquer tensão, possam exercer a opção de escolher o seu fornecedor de energia elét rica.

A partir de outubro de 2004, nas datas dos respectivos reajustes ou revisões tari fárias, o que ocorrer primei ro, as distribuidoras deverão firmar contratos distintos para a conexão e uso do sistema de distribuição e para a venda de energia elétrica com seus consumidores potencialmente livres.

Com relação à outorga de novas concessões, o Decreto prevê que os editais dos novos empreendimentos de geração hidroelétrica deverão conter, conforme o caso, percentual mínimo da energia elétrica a ser destinado ao mercado regulado.

Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica

Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico. Dentro destes limites, com exceção de empresas que participem do Programa Nacional de Desestatização (que precisarão somente atender tais limites quando sua reorganização societária for concluída), nenhuma empresa de energia elétrica (inclusive suas controladoras e controladas) poderá (1) det er mais do que 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, salvo no caso de tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora, (2) deter mais do que 20% do mercado de distribuição brasileiro, 25% do mercado de distribuição do Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição do Norte/Nordeste, salvo no caso de aumento da distribuição de energia elétrica que exceda as taxas de crescimento nacionais ou regionais ou (3) deter mais do que 20% do mercado de comerci alização brasileiro para consumidores finais, 20% do mercado de comerci alização brasileiro para consumidores não finais ou 25% da soma dos percentuais anteriores.

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Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão

A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as tari fas e encargos pelo uso e acesso a tais sistemas. As tarifas são (i) a TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição exclusiva de cada distribuidora e (ii) a TUST, a tarifa cobrada pelo uso da Rede Básica e demais instalações de transmissão. Além disso, as distribuidoras do sistema interligado Sul/Sudeste pagam encargo pelo transporte da energia de Itaipu e algumas distribuidoras que acessam o sistema de transmissão de uso compartilhado pagam encargo de Conexão. A seguir apresentamos um detalhamento desses custos e receitas.

TUSD

A TUSD é paga por geradoras e consumidores livres pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados e é reajustada anualmente, levando-se em conta principalmente dois fatores: a inflação veri ficada no ano e os investimentos em expansão, manutenção e operação da rede veri fi cadas no ano anterior. 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 estabel ecida pela ANEEL, em R$/kW. As nossas subsidiárias de distribuição recebem a TUSD dos consumidores livres dentro de sua área de concessão e de algumas distribuidoras conect adas aos seus sistemas de distribuição.

TUST

A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres pela utilização da Rede Básica e é reajustada anualmente de acordo com (i) a inflação; e (ii) as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão principal transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas da transmissão. Os usuários de rede assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento de tari fas publicadas. Outras partes da rede detidas por empresas de transmissão mas que não são consideradas parte integrante da rede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa especí fica.

Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT – Encargo de Conexão

Algumas empresas distribuidoras, especialmente no Estado de São Paulo não acessam diretamente a Rede Básica, mas utilizam-se de um sistema de transmissão intermediário entre suas linhas de distribuição e a Rede Básica. Esse sistema intermediário é chamado sistema de conexão. Para se conectar a essas instalações de conexão, os acessantes deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão, com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações. A remuneração das transmissoras é definida em função dos ativos disponibilizados, sejam estes de propriedade exclusiva ou de uso compartilhado entre os agentes. Essa remuneração também é definida e regulada pela ANEEL e reajustada anualmente de acordo com os índices de inflação e com o custo dos ativos disponibilizados.

Transporte de Itaipu

A usina de Itaipu utiliza-se de rede exclusiva de transmissão em corrente alternada e em corrent e contínua. Esse sistema não é considerado part e da Rede Básica e tão pouco da Rede de Conexão e sua utilização é remunerada através de encargo especí fi co denominado Transporte de Itaipu, pago pelas empresas que detêm quota-part e de Itaipu, rateado entre essas empresas na proporção de suas quotas-part es.

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Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica

As tari fas de fornecimento de energia elétri ca est ão sujeitas a revisão pela ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar tari fas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições de mercado. Ao reajustar ou revisar as tari fas de fornecimento de energia el étrica, a ANEEL divide os custos entre (1) custos não-gerenci áveis pela distribuidora, os custos da Parcel a A, e (2) custos gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a divisão de custos entre as duas categorias.

Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes itens:

• custos de aquisição de energia elétri ca para revenda, de acordo com Contratos Iniciais;

• custos de aquisição de energia elétri ca de Itaipu;

• custos de aquisição de energia el étrica conforme contratos bilaterais negociados livremente ent re as partes; e

• custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

O repasse do custo de aquisição de energia elétri ca sob contratos de fornecimento cel ebrados antes da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia (tais como energia hidroelétrica, energia termoelétrica ou fontes alternativas de energia). O valor normativo é reajustado anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração (i) a inflação; (ii) custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) custos de combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangei ra não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras.

Os custos da Parcela B são det erminados subtraindo todos os custos da Parcela A das receitas da distribuidora.

O contrato de concessão de cada distribuidora prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são corrigidos monetariamente em conformidade com o IGP-M.

As concessionárias distribuidoras de energia elétrica também têm direito a revisões tarifárias periódicas a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (1) assegurar que as receitas são suficient es para os custos operacionais da Parcel a B e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e (2) determinar o fator X, que é baseado em três componentes: (i) ganhos previstos de produtividade proveniente de aumento de escala, (ii) avaliações por parte de consumidores (veri ficadas pela ANEEL) e (iii) custos de mão-de-obra.

O fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.

Ademais, as concessionárias distribuidoras de energi a elétrica têm direito a revisão tari fári a extraordinári a, caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-l as por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.

Incentivos para Fontes Alternativas de Energia

Em 2000, um decreto federal criou o PPT, com a finalidade de diversi fi car a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidroelétricas. Os benefícios conferidos às Usinas Termoelétricas nos termos do PPT incluem (1) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (2) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (3) acesso garantido a programa de financi amento especi al do BNDES para o setor elétrico.

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Em 2002, o Governo Federal estabeleceu o Proinfa com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de font es alternativas de energi a, tais como projetos de energia eólica, Pequenas Centrais Hidroelétricas e projetos de biomassa. Nos termos do Proinfa, a Eletrobrás comprará a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período de 20 anos. Em sua fase inicial, o Proinfa está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW. Projetos que busquem se qualificar para os benefí cios oferecidos pelo Proinfa deverão estar em operação em 31 de dezembro de 2006.

Encargos Tarifários

Em certas circunstânci as, empresas de energi a elétrica são indenizadas em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1971, o Congresso brasileiro criou a RGR destinada a prover fundos para tal indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a metodologia de cálculo da taxa que todas as distribuidoras e certas geradoras que operem em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de contribuição mensal ao Fundo RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operações, sem exceder, contudo, 3% das receitas operacionais totais em qualquer exercício. Nos últimos anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, tendo a RGR sido utilizado principalmente para financi ar projetos de geração e distribuição. A RGR deverá ser extinta até 2010 e a ANEEL deverá revisar as tari fas de energia elétrica de maneira tal que o consumidor receba algum benefí cio em função da extinção da RGR.

O Governo Federal impôs uma taxa sobre os Produtores Independentes de Energia Elét rica que se utilizam de recursos hídricos, com exceção das Pequenas Centrais Hidroelétricas, similar à taxa cobrada de empresas de serviço público com relação à RGR. Os Produtores Independentes de Energia Elétrica são obrigados a efetuar pagamentos ao Fundo de Uso de Bem Público, de acordo com as regras do correspondente processo licitatório para outorga de concessões. A Eletrobrás recebeu pagamentos referentes ao Fundo de Uso de Bem Público até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP realizados desde 31 de dezembro de 2002 têm sido efetuados diretamente ao Governo Federal.

As distribuidoras e geradoras que comerci alizem energia elétri ca diretamente com consumidores finais devem contribuir para a CCC. A CCC foi criada em 1973 com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os aumentos de custos associados ao aumento do uso de Usinas Termoelétricas, na hipótese de estiagem, tendo em vista os custos marginais de operação mais altos das Usinas Termoelétricas em comparação com as usinas hidroelétricas. Cada empresa de energia elétrica está obrigada a contribuir anualmente para a CCC. As contribuições anuais são calculadas com base em estimativas do custo do combustível que as Usinas Termoelétricas precisarão no ano seguinte. A CCC, por sua vez, reembolsa as empresas de energia elétrica por parcela signi ficativa dos custos de combustível de suas Usinas Termoelétricas. A CCC é gerida pela Eletrobrás.

Em fevereiro de 1998, o Governo Federal dispôs sobre a extinção da CCC. Os subsídios provenientes da CCC serão extintos no decorrer do período de três anos, a partir de 2003, em relação a Usinas Termoelétri cas construídas anteriormente a fevereiro de 1998 e atualmente pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As Usinas Termoelétricas construídas posteriormente a essa data não terão direitos aos subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às Usinas Termoelétricas localizadas em sistemas isolados durante um período de 20 anos com o fim de promover a geração de energia elétrica nessas regiões.

Com exceção de det erminadas Pequenas Centrais Hidroelétri cas, todas as instalações hidroel étricas do Brasil devem pagar taxas aos estados e municípios brasileiros pela utilização de recursos hidrológicos. Esses valores tomam por base a quantidade de energia el étrica gerada por cada usina, sendo pagos aos estados e municípios nos quais a usina ou o reservatório da usina fica situado.

Em 2002, o Governo Federal instituiu a CDE, que é suprida por meio de pagamentos anuais efetuados por concessionárias à título de uso de bem público, multas e sanções impostas pela ANEEL e, desde 2003, as taxas anuais a serem pagas por agentes que fornecem energi a elétrica a consumidores finais, por meio de encargo a ser acrescido às tari fas relativas ao uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são ajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia elétrica por todo o país, (2) à produção de energia elétrica por meio de fontes alternativas de energia e (3) à universalização do serviço público de energia elétri ca em todo o Brasil. A CDE terá duração de 25 anos e será regulamentada pelo Poder Executivo e administrada pela Eletrobrás.

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A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que o não pagamento da contribuição à RGR, ao Proinfa, à CDE, à CCC, ou a não realização dos pagamentos devidos em função da compra de energia elétri ca no Ambiente de Contratação Regulada - ACR ou de Itaipu impedirá que a parte inadimplente receba um reajuste de tari fa (exceto pela revisão extraordinária) ou que receba recursos oriundos da RGR, da CDE ou da CCC.

Mecanismo de Realocação de Energia – MRE

No MAE, a proteção contra riscos hidrológicos para usinas hidrelétricas com despacho centralizado é proporcionada pelo Mecanismo de Realocação de Energia, ou MRE, que procura mitigar os riscos inerentes à geração de energi a hidráulica determinando que geradores hidroelétricos compartilhem os riscos hidrológicos do Sistema Interligado Nacional. De acordo com as normas brasileiras, a receita proveniente da venda de energia elétrica pelas geradoras não depende da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato de Concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energi a Assegurada são cobert as pelo MRE – Mecanismo de Realocação de Energia. O principal propósito do MRE é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam pelo seu nível de Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas efetivamente gerado. Em outras palavras, o MRE realoca a energi a, transferindo o excedente daquel es que geraram além de suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram abaixo. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda de energia e as condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela acima ou abaixo da Energia Assegurada, é preci ficada por uma tari fa denominada “Tarifa de Energia de Otimização” - TEO, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adi cional será contabilizada mensalmente para cada gerador.

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 regi ão, todos os Contratos de Energia no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, registrados na CCEE, na qual o comprador estiver localizado, terão suas quantidades ajustadas na mesma proporção da redução de consumo.

Pesquisa e Desenvolvimento – P&D

As concessionárias e autorizados do serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétri ca são obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% (um por cento) de sua receita operacional líquida, em pesquisa e desenvolvimento do setor el étrico. As empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de instalações eólicas, solares, de biomassa e Pequenas Centrais Hidroel étricas – PCHs estão isentas desta obrigação.

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ATIVIDADES DA COMPANHIA

Visão Geral

Somos uma companhia holding que, por intermédio de nossas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia elétri ca no Brasil. Nossa Companhia foi constituída em 1998 por VBC Energia, 521 Participações e Bonaire, com o intuito de combinarem seus interesses em companhias elétricas e de distribuição de energia elétrica no Brasil. Para maiores informações sobre a história e organização das atividades da Companhia, veja nota n.º 1 de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.

Somos uma das três maiores distribuidoras de energia el étrica do Brasil, com base no volume de 33.669 GWh distribuído para mais de 5,3 milhões de consumidores em 2003. Em 2003, nossa Capacidade Instalada de geração foi de 812 MW. Atualmente, estamos repotenciando determinados ativos de geração e construindo seis novas usinas hidroelétricas, que se encontram em di ferentes estágios de construção. Através destas medidas, esperamos aumentar nossa Capacidade Instalada para 1.990 MW, ao longo dos próximos cinco anos, na medida em que nossas novas usinas entrarem em operação. Após a construção destas usinas, acreditamos que seremos uma das quatro maiores geradoras de energi a elétrica do setor privado no Brasil.

Também conduzimos atividades de comercialização e prestamos serviços relacionados a energi a elétrica para sociedades do grupo, bem como para terceiros. O quadro a seguir mostra uma visão geral da nossa estrutura societária.

CPFLENERGIA

Distribuição Comercialização Geração

CPFLPaulista

RGERioGrandeEnergia

Draft IParticipações S/A

CPFLPiratininga

CPFLBrasil

CPFLGeração

CPFLCentrais Elétricas

SEMESA

BAESA

CERAN

Foz do ChapecóEnergiaENERCAN

ConsórcioEnergético

Foz doChapecó

94,94% 100% 97,01%

67,07%

100%

60%

97,41%

25,01%

65,00%

48,72%

100%

100%

66,67%

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As nossas principais atividades são:

• Distribuição. Em 2003, a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga, as nossas duas subsidiárias de distribuição de energia el étrica, integralmente consolidadas, distribuíram 29.586 GWh de energia elétri ca a mais de 4,2 milhões de consumidores no Estado de São Paulo (dos quais 19.108 GWh foram distribuídos pela CPFL Paulista e 10.478 GWh pela CPFL Piratininga). No primeiro semestre de 2004 estas subsidiárias distribuíram 14.215 GWh de energia elétrica (dos quais 9.237 GWh foram distribuídos pela CPFL Paulista e 4.978 GWh pela CPFL Piratininga). A RGE, a nossa subsidiária de distribuição de energia elétrica proporcionalmente consolidada, distribuiu, em 2003, 6.377 GWh de energia elétrica a mais de 1,1 milhão de consumidores (incluindo 291 GWh distribuídos para pequenas concessionárias e cooperativas elétricas rurais) no Estado do Rio Grande do Sul. No primeiro semestre de 2004 a RGE distribuiu 3.311 GWh de energia elétrica (incluindo 149 GWh distribuído a pequenas concessionárias e cooperativas elétricas rurais). Em 2003, a composição da nossa receita por grupo de consumidor foi a seguinte: 35,8% provenientes de consumidores industriais, 17,7% provenientes de consumidores comerci ais, 35,5% provenientes de consumidores residenci ais, 3,0% provenientes de consumidores rurais e 8,0% provenientes de outros consumidores.

• Geração. Em 30 de junho de 2004, tínhamos uma Capacidade Instalada de 812 MW. Em 2003, geramos um total de 2.633 GWh de energia elétrica, sendo que a nossa Energia Assegurada, que é estabelecida pel a ANEEL e efetivamente disponibilizada para venda, foi de 3.804 GWh. Durante o primeiro semestre de 2004 geramos um total de 1.481 GWh e 1.899 GWh de Energia Assegurada. A Energia Assegurada é a nossa principal fonte de receita das atividades de geração. Por intermédio de nossa subsidiária integral Semesa, temos direito a 51,54% da Energia Assegurada da usina hidroelét rica Serra da Mesa. Ademais, detemos e operamos dezenove Pequenas Centrais Hidroelétricas – PCHs e uma usina termoelétrica. Também detemos participações em seis usinas hidroelétricas atualmente em construção, as quais, segundo nossa expect ativa, aumentarão a nossa Capacidade Instalada em 1.177 MW ao longo dos próximos cinco anos. Essa capacidade adi cional será utilizada para at ender as nossas empresas de distribuição.

• Comercialização e Serviços Relacionados a Energia Elétrica. A CPFL Brasil entrou em operação para gerenciar as nossas operações de comercialização e a prest ação de nossos serviços relacionados à energia elétri ca. A CPFL Brasil obtém energia elétrica para as nossas empresas de distribuição, vende energia elétrica a consumidores livres, outras empresas de comerci alização e distribuidoras, e presta serviços de valor agregado rel acionados à energia elétrica. Em 2003, vendemos uma quantidade total de 4.535 GWh de energia elétrica, dos quais 827 GWh foram vendidos para partes não relacionadas. Durante o primeiro semestre de 2004, comerci alizamos 4.969 GWh de energia elétrica, dos quais 1.419 GWh foram vendidos para partes não relacionadas.

Nossos Pontos Fortes

Desde 1998, nos tornamos uma das três maiores empresas de energia do Brasil, com base na quantidade de energia elétrica que distribuímos em 2003. Nossa bem sucedida atividade de distribuição de energi a elétrica e nossa sólida base de clientes nos proporcionaram uma plataforma que nos permitiu expandir o nosso campo de atuação, incluindo a criação de um portfolio de ativos de hidroelétricas, bem como uma atividade de comerci alização de energi a elétrica. Nossos acionistas adiantaram alguns dos recursos necessários para a realização desses projetos através de aportes de capital. Como resultado destes aportes de capital obtivemos recursos para investir e para obtenção de financiamentos adequados para uma grande parte de nossas novas instalações hidroelétricas. A parcela secundária desta Oferta represent a, em alguma medida, uma devolução dos valores adiant ados por nossos acionistas com o aporte de capital. Acreditamos que o nosso desenvolvimento e perspectiva futura refl etem os seguintes pontos fortes:

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Sólida base de distribuição. Desde a privatização da CPFL Paulista, em 1997, ampliamos com sucesso o nosso negócio de distribuição, por meio de crescimento vegetativo e aquisições programadas. No primeiro semestre de 2004, distribuímos uma quantidade de energia 3,9% maior do que no mesmo período de 2003, incluindo vendas para consumidores livres. Em 2003, distribuímos energia elétrica em quantidade 6,3% superior a 2002, incluindo vendas para consumidores livres. Por meio de investimentos na melhor tecnologia disponível e do compartilhamento de serviços por nossas subsidiárias de distribuição, desenvolvemos um sistema de distribuição de alta qualidade, confiável e eficiente em termos de custo. Recebemos diversos certi ficados ISO, os quais atestam a qualidade dos nossos padrões de serviços, segurança e proteção ambiental. A automação dos sistemas de distribuição da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga nos permite isolar áreas com defeitos e restabelecer o fornecimento com maior agilidade. Em 2003, as nossas perdas técnicas foram de 5,8% (5,7% em 2002) e as nossas perdas comerciais foram de 2,5% (2,9% em 2002), enquanto a média de perdas técnicas e comerciais de outras importantes distribuidoras de energia elétrica, segundo dados mais recentes disponíveis pela ABRADEE (ano 2002) foram de 7,5% e 4,9%, respectivamente. A nossa sólida base de distribuição permitiu-nos criar uma plataforma para a diversifi cação das nossas atividades, que hoje incluem as atividades de geração e comercialização.

Operação nos Estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul, dois dos principais pólos econômicos e industriais. Distribuímos energia elétrica para mais de 4,2 milhões de consumidores em 261 dos 645 municípios do Estado de São Paulo, o Estado mais desenvolvido e industrializado do Brasil. As nossas áreas de concessão de distribuição ficam em regiões do Estado de São Paulo que se caracterizam por forte crescimento e desenvolvimento econômico e soci al. Em 2003, o PIB do Estado de São Paulo correspondeu a 35% do PIB brasileiro e 49,2% da produção industrial do Brasil. Em 2003, o crescimento médio do consumo de energia elétri ca foi de 5,9% e 7,2% nas áreas de concessão de distribuição da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga no Estado de São Paulo, respectivamente, enquanto o crescimento médio nacional foi de 3,7%. Também distribuímos energia elét rica através da RGE a 262 dos 497 municípios do Rio Grande do Sul, pólo agrícola, industrial, comercial e populacional em rápida expansão, estrategicamente localizado nas proximidades de importantes centros econômicos do Brasil, da Argentina e do Uruguai.

Larga experiência no planejamento, na administração e na implementação de projetos de geração. Atualmente, possuímos 21 usinas de geração, sendo 19 PCHs, uma usina termoelétrica e uma central elétri ca de grande porte, e estamos implementando seis outras centrais elétricas de grande porte, as quais representam aproximadamente 25% da capacidade de geração hidroelétrica que está programada para ingressar no sistema elétrico brasileiro até 2008. Nossos acionistas adiantaram os recursos para o investimento em grande parte destes projetos através de aportes de capital. Já obtivemos financiamento para cinco dessas usinas. Esses projetos estão em diversos estágios de construção e deverão entrar em operação ao longo dos próximos cinco anos. A primeira dessas usinas está programada para ent rar em operação em outubro de 2004, e a energia elétrica de cada uma dessas usinas é objeto de PPAs de longo prazo aprovados pela ANEEL.

Força e relevância de nossos acionistas. Nossa maior acionista é a VBC Energia, uma joint venture formada por três importantes empresas brasileiras: a Votorantim Energi a Ltda., integrante do Grupo Votorantim, o qual se dedica a diversos setores, incluindo papel e celulose, alumínio, níquel e aços longos, entre outros; a Bradesplan Participações S.A., uma holding pertencente à Bradespar S.A., uma companhia de investimentos com participações nos setores elétrico, de mineração e TV a cabo, que é controlada pelo mesmo grupo controlador do Banco Bradesco S.A., o maior conglomerado financeiro do Brasil em termos de ativos; e a Camargo Corrêa Energia S.A., pertencente ao Grupo Camargo Corrêa, um dos líderes no setor de construção do Brasil, com atividades também nos setores de cimento e concessões de rodovias. Também temos como acionistas fundos de pensão importantes, tais como a Caixa de Previdênci a dos Funcionários do Banco do Brasil – Previ, o maior fundo de pensão do Brasil, a Fundação CESP, a Fundação Petrobras de Seguridade Social – PETROS, a Fundação SABESP de Seguridade Social – SABESPREV e a Fundação SISTEL de Seguridade Social. O suporte e o comprometimento dos nossos acionistas nos permite ser um participante de longo prazo no setor elétrico brasileiro.

Negócios de comercialização bem sucedidos. Complementamos nossas atividades de distribuição e geração com a constituição de uma subsidiária de comercialização em 2002, a qual nos permite utilizar o nosso profundo conhecimento do setor elétrico para desempenhar importantes atividades de comercialização e prestação de serviços de valor agregado relacionados a energia elétrica. Este conhecimento e experiência no setor elétrico têm contribuído para o importante crescimento de nossas operações de comercialização de energia elétrica ao longo destes dois anos. Em 2003, comercializamos 4.535 GWh de energia elétrica, o que nos posiciona como uma das maiores

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empresas de comercialização de energia elétrica do Brasil. Esperamos que essa quantidade seja maior do que o dobro em 2004. No primeiro semestre de 2004, de acordo com informações fornecidas pelo MAE, fomos a maior companhia comercializadora de energia elétrica no Brasil, com base no percentual aproximado de 12% de toda a energia elétrica vendida pelas comercializadoras do Brasil neste período, e nossos contratos de comercialização representaram 4.969 GWh de vendas de energia elétrica durante este período.

Nossa Estratégia

Em linhas gerais, nosso objetivo é maximizar a lucratividade e o valor para os acionistas por meio da manutenção de nossa liderança no segmento de distribuição e comercialização no Brasil, e expansão de nossas atividades de geração. Buscamos alcançar esse objetivo principalmente por meio das seguintes estratégias:

Foco no aumento da eficiência das nossas operações. A distribuição de energia elétrica a consumidores cativos nas nossas áreas de concessão é o nosso maior segmento de negócio. Continuamos a nos concentrar na melhoria do nosso serviço e na manutenção de baixos custos operacionais, por meio do compartilhamento de despesas entre subsidiárias e de investimento em novos sistemas que monitorem nossos ativos de forma mais eficiente, o que nos auxiliará a minimizar, ainda mais, as nossas perdas comerciais de energia elétrica, e manter os índices das nossas já baixas perdas técnicas. Em 2002 e 2003, investimos R$26,5 milhões em um sistema de avançada tecnologia para melhor integrar o planejamento, a operação e a manutenção do nosso sistema de distribuição, de modo a otimizar a efici ência das nossas operações e temos outros R$16 milhões orçados para 2004 dos quais R$4,7 milhões foram investidos no primeiro semestre de 2004. Acreditamos que uma sólida atividade de distribuição com escala sufi ciente continuará a facilitar a implementação da nossa estratégia para os segmentos de geração e comercialização de energia elétrica.

Conclusão dos projetos de geração em curso e desenvolvimento de novos projetos de geração. Celebramos contratos de construção e obtivemos financiamento para colocar o nosso portfolio de usinas de geração hidroelétrica em operação progressivamente ao longo dos próximos cinco anos. Parte dos recursos para estes projetos foi adiantado por nossos acionistas através de aportes de capital. Estamos nos concentrando na boa execução desses projetos, o primeiro dos quais deverá ser concluído no fim de 2004, sendo que 60% da respectiva capacidade de geração deverá ingressar no sistema até o segundo trimestre de 2006. Cada uma dessas usinas de geração possui PPAs de longo prazo aprovados pela ANEEL, os quais, acreditamos, poderão garantir taxas de retorno atraentes ao nosso investimento. Adicionalmente, por já estarem em diversos estágios de implantação, essas usinas de geração estão sujeitas a um número menor de riscos geológicos e de construção. Acreditamos que, conforme o consumo per capita de energia elétrica no Brasil aumente, oportunidades de investimento em novos projetos de geração poderão surgir, visto que não há indicação de investimentos públicos em projetos de infra-estrutura em larga escala em um futuro próximo.

Ampliação e fortalecimento dos nossos negócios de comercialização. Consumidores livres representam um segmento crescente do mercado de energia elétrica no Brasil. Buscamos a manutenção do nosso mercado cativo. No entanto, nos casos em que enfrentamos competição, procuramos manter os nossos consumidores que podem se tornar livres através de contratos firmados com a CPFL Brasil, nossa subsidiária de comerci alização, além de buscar atrair novos consumidores dessa categori a fora das áreas de concessão de nossas empresas de distribuição. Além disso, pretendemos fornecer parte da energia elétrica que compramos no mercado aberto a outras distribuidoras, à medida que essas oportunidades se apresentem.

Desenvolvimento de serviços e produtos de valor agregado. Acreditamos que nossa ampla base de client es, a marca CPFL e nossa experiência nos permitem prestar uma variedade de serviços de valor agregado relacionados a energia elét rica, mercado que deverá crescer de maneira significativa no futuro, aumentando nossa lucratividade nos próximos anos. Com a criação da CPFL Brasil, a nossa subsidiária de comerci alização, tornamo-nos cada vez mais focados em formas de aproveitamento desses pontos fortes. Os serviços de valor agregado incluem, entre outros, serviços gerais voltados para projetos de infra-estrutura ligados a energi a e servi ços de consultoria relacionados à criação de soluções de economia de energia personalizadas para nossos clientes.

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Posicionamento estratégico para nos beneficiar da consolidação do setor, com base em nossa experiência na integração e reestruturação de outras operações. Considerando o nível de concentração comparativamente baixo do setor elétrico brasileiro, bem como a definição do marco regulatório e a conseqüente estabilização do ambiente regulatório do setor elétrico brasileiro, acreditamos que poderá haver uma consolidação significativa no segmento de distribuição de forma semelhante à que se deu em outros países, subseqüentemente à desregulamentação de seus setores elétricos. Tendo em vista a solidez da nossa situação financeira e a nossa capacidade gerencial, acreditamos estar bem posicionados para nos benefici ar dessa consolidação. Temos experiência na administração de múltiplas áreas de concessão de distribuição e na integração e reestruturações de operação, como da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga, onde realizamos uma perfeita integração, melhoramos a agilidade e efici ência da logística, qualidades e serviços e o desempenho na medida em que reduzimos seus custos operacionais. Se ativos interessantes estiverem disponíveis em preços atraentes, poderemos fazer aquisições de forma a complementar nossas operações.

Localização das Nossas Usinas e Áreas de Concessão

Apresentamos a seguir mapa de localização das nossas usinas e áreas de concessão de distribuição:

Distribuição

A nossa empresa é uma das três maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base na quantidade de energi a elétrica que distribuímos em 2003. Em conjunto, a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga distribuem energia elét rica para uma região de 97.225 km2 no Estado de São Paulo (excluída a Capital). Suas áreas de concessão incluem 261 municípios e uma população de aproximadamente 11,4 milhões de habitantes. A RGE, empresa de cujo capital detemos 67,07%, é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Estado do Rio Grande do Sul. A área de concessão da RGE cobre uma regi ão de 90.718 km2, abrangendo 262 municípios e uma população de aproximadamente 3,3 milhões de habitantes. Juntas, a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a RGE atendem 523 municípios e forneceram energi a elétrica a aproximadamente 5,3 milhões de consumidores em 2003. Coletivamente, as três empresas distribuíram aproximadamente 12,1% do total da energia elétrica distribuída no Brasil e aproximadamente 31,4% do total da energia elét rica distribuída no Estado de São Paulo em 2003 (com base nos dados mais recentes fornecidos pela ANEEL).

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Distribuidoras

Temos três subsidiárias de distribuição de energia elétrica:

• CPFL Paulista. A CPFL Paulista distribui energia elétrica em uma região de 90.440 km2 no Estado de São Paulo, com uma população de aproximadamente 8,2 milhões de habitantes. Sua área de concessão cobre 234 municípios, incluindo as cidades de Campinas, Bauru, Ribeirão Preto, São José do Rio Preto, Araraquara e Piracicaba. A CPFL Paulista tinha aproximadamente 3,1 milhões de consumidores em 30 de junho de 2004. Em 2003, a CPFL Paulista distribuiu 19.108 GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente 20,3% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 6,5% do total da energia el étrica distribuída no Brasil, no período. No primeiro semestre de 2004, a CPFL Paulista distribuiu 9.237 GWh de energia elétrica.

• CPFL Piratininga. A CPFL Piratininga distribui energia elétrica para uma região de 6.785 km2 no sul do Estado de São Paulo, com uma população de aproximadamente 3,2 milhões de pessoas. Sua área de concessão cobre 27 municípios, incluindo as Cidades de Santos, Sorocaba e Jundiaí. A CPFL Piratininga tinha aproximadamente 1,2 milhão de consumidores em 30 de junho de 2004. Em 2003, a CPFL Piratininga distribuiu 10.478 GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente 11,1% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 3,6% do total da energia elétri ca distribuída no Brasil, no período. No primeiro semestre de 2004, a CPFL Piratininga distribuiu 4.978 GWh de energia elétrica.

• RGE. A RGE distribui energia elétri ca em uma região de 90.718 km2 no Estado do Rio Grande do Sul, com uma população de aproximadamente 3,3 milhões de habitantes. Sua área de concessão cobre 262 municípios, incluindo as cidades de Caxias do Sul e Gravataí. A RGE tinha aproximadamente 1,1 milhão de consumidores em 30 de junho de 2004. Em 2003, a RGE distribuiu 6.377 GWh de energia elétrica, sendo 6.086 GWh para consumidores finais e 291 GWh para pequenas concessionárias e cooperativas, respondendo por aproximadamente 31,8% do total da energia elétri ca distribuída no Estado do Rio Grande do Sul e 2,1% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, no período. No primeiro semestre de 2004 a RGE distribuiu 3.311 GWh de energia elétrica, sendo 3.162 GWh para consumidores finais e 149 GWh para pequenas distribuidoras e cooperativas elétricas rurais. Por meio da nossa participação na CPFL Paulista, detemos 67,07% da RGE, cujos controle e operação compartilhamos com a PSEG, nos termos de um acordo de acionistas. Conforme o acordo, determinadas decisões estão sujeitas a quorum qualificado de deliberação, o qual impede cada uma das partes de agir unilateralmente. Essas decisões incluem, entre outras, distribuição de dividendos, eleição de membros do conselho de administração, qualquer forma de reorganização do capital, reduções de capital e aumento do capital autorizado.

Rede de Distribuição

As nossas subsidiárias de distribuição, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, possuem linhas de distribuição com níveis de tensão entre 34,5 kV e 138 kV. Essas linhas distribuem energia el étrica a partir do ponto de conexão com a Rede Básica para nossas Subestações de energia, em cada uma de nossas áreas de concessão. Todos os consumidores livres ou outras concessionári as conectados às linhas de distribuição estão obrigados a pagar a TUSD.

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Cada uma das nossas subsidiárias possui uma ampla rede de distribuição, composta predominantemente por linhas aéreas e Subestações com níveis de tensão sucessivamente mais baixos. Os consumidores são classi ficados por nível de tensão, com base na energia el étrica consumida. Grandes consumidores industriais e comerci ais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kV), enquanto consumidores industriais e comerciais menores e residenciais recebem energia elétrica em níveis de tensão mais baixos (15 kV e abaixo).

CPFL Paulista

Em 30 de junho de 2004, a CPFL Paulista tinha 6.088 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 34,5 kV e 138 kV. Naquela data, a CPFL Paulista detinha 246 Subestações de transformação de alta tensão para média tensão para subseqüente distribuição, com capacidade total de transformação de 5.447 MVA. Dos consumidores industriais e comerciais da CPFL Paulista, 79 recebiam energia elét rica em alta tensão, de 69 kV ou 138 kV, distribuída por meio de conexões diretas com as linhas da CPFL Paulista. Esses consumidores responderam por aproximadamente 17,0% do volume total das vendas de energia elétrica da CPFL Paulista em 2003, e por aproximadamente 9,0% das receitas totais da CPFL Paulista em 2003.

Em 31 de dezembro de 2003, a rede de distribuição da CPFL Paulista era composta de redes de distribuição rurais e urbanas, que incluíam 1.244.304 postes da rede elétrica, os quais sustentavam 71.647 km de linhas de distribuição e 93.259 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 4.419 MVA).

CPFL Piratininga

Em 30 de junho de 2004, a CPFL Piratininga tinha 564 km de linhas de distribuição em alta tensão, em 88 kV. Naquela dat a, a CPFL Piratininga tinha 33 subestações, com capacidade total de transformação de 2.388 MVA. Dos consumidores industriais e comerciais da CPFL Piratininga, 50 recebiam energi a elétrica em alta tensão, sendo um deles em 345 kV e os demais em 88 kV, distribuída por meio de conexões diretas com as linhas da CPFL Piratininga. Esses consumidores responderam por aproximadamente 38,0% do volume total das vendas de energia elétrica da CPFL Piratininga em 2003, e por aproximadamente 21,0% do total das receitas da CPFL Piratininga naquele mesmo exercício.

Em 30 de junho de 2004, a rede de distribuição da CPFL Piratininga era composta de 407.821 postes da rede elétrica, os quais sustentavam 19.645 km de linhas de distribuição e 30.213 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 2.299 MVA).

RGE

Em 30 de junho de 2004, a RGE tinha 1.581 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 34,5 kV e 138 kV. Naquela data, a RGE tinha 59 subestações, com capacidade total de transformação de 1.405 MVA. Dos consumidores industriais e comerciais da RGE, 19 recebiam energi a elétrica em alta tensão, de 69 kV, distribuída por meio de conexões diretas com as linhas da RGE, e 2 estão conectados à Rede Básica em 230 kV. Esses consumidores responderam por aproximadamente 10,3% do volume total das vendas de energia elétrica da RGE em 2003, e por aproximadamente 6,3% do total das receitas da RGE naquele mesmo exercício.

Em 30 de junho de 2004, a rede de distribuição da RGE era composta de redes de distribuição rurais e urbanas, que incluíam 1.049.852 postes da rede elétri ca, os quais sustentavam 74.535 km de linhas de distribuição e 51.683 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 1.666 MVA).

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Desempenho do Sistema

A tabela a seguir apresenta informações sobre as perdas de energia elétrica das nossas distribuidoras, sem incluir perdas de transmissão relacionadas à Rede Básica ou a Itaipu, bem como a freqüência e duração das interrupções de energia elét rica por consumidor nos exercí cios indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2003 2002* 2001 CPFL Paulista Perdas técnicas........................................................... 5,50% 5,50% 4,77% Perdas comerciais...................................................... 3,20% 3,66% 1,50% Total de perdas de energia elétrica..................................... 8,70% 9,16% 6,27% Interrupções : Freqüência equivalente de interrupções por

unidade consumidora – FEC (número de interrupções)................................................................ 5,18 6,06 5,30 Duração equivalente de interrupções por unidade consumidora – DEC (horas)........................................ 5,35 6,43 5,82

Tempo médio de atendimento (minutos)........................... 61 61 64 CPFL Piratininga

Perdas técnicas........................................................... 4,47% 4,47% — Perdas comerciais...................................................... 2,22% 2,42% — Total de perdas de energia elétrica..................................... 6,69% 6,89% — Interrupções: Freqüência Equivalente de interrupções por

unidade consumidora - FEC (número de interrupções)................................................................ 5,40 6,91 8,59 Duração Equivalente de interrupções por unidade consumidora - DEC (horas)........................................ 6,65 10,23 8,10

Tempo médio de atendimento (minutos)........................... 72 68 78 RGE

Perdas técnicas........................................................... 9,0% 8,6% 7,4% Perdas comerciais...................................................... 1,0% 1,2% 1,0% Total de perdas de energia elétrica..................................... 10,0% 9,8% 8,4% Interrupções : Freqüência Equivalente de interrupções por

unidade consumidora - FEC (número de interrupções)................................................................ 15,48 20,21 19,45 Duração Equivalente de interrupções por unidade consumidora - DEC (horas)........................................ 25,55 24,64 23,00

Tempo médio de atendimento (minutos)........................... 171 129 96 ________________

* As estatísticas de 2002 não podem ser objeto de comparação em razão do apagão de 21 de janeiro de 2002. Se os efeitos do apagão fossem desconsiderados, a FECno ano teria sido de 5,26 no caso da CPFL Paulista e 5,92 no caso da CPFL Piratininga e a DEC no ano teria sido de 5,36 no caso da CPFL Paulista e 7,68 no caso da CPFL Piratininga.

Perdas de Energia Elétrica

Existem dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são inerentes ao fluxo de energia elétri ca através do sistema de distribuição. As perdas comerciais são perdas que resultam de conexões ilegais, fraudes ou erro de faturamento. Nossas perdas totais de energia elétrica no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 foram de 8,7% na CPFL Paulista, 6,7% na CPFL Piratininga e 10,0% na RGE. Esses percentuais de perdas de energia elét rica são mais favoráveis do que o percentual médio de outras importantes distribuidoras brasileiras, que foi de 17,9% em 2002, segundo as informações mais recentes disponibilizadas pela ABRADEE.

Em 2003, iniciamos um programa de redução das perdas comerci ais na CPFL Paulista e na CPFL Piratininga. As perdas técnicas de energia elétrica mais altas foram as da RGE, em virtude do fato de que ela cobre uma ampla área geográfica e é servida por linhas de média tensão que muitas vezes se estendem por mais de 150 km. A RGE vem expandindo a sua rede de linhas de alta tensão, o que deverá reduzir as suas perdas técni cas nos próximos anos.

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No programa de redução das perdas comerciais, tanto na CPFL Paulista como na CPFL Piratininga, destacamos equipes técnicas quali ficadas para realizar inspeções, incrementamos o monitoramento do consumo irregular, aumentamos as reposições de equipamentos de medição obsoletos e desenvolvemos um programa computadorizado para descobrir e analisar faturamento irregular. O nosso objetivo é reduzir as perdas comerciais da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga em 50%, por meio dos referidos programas, nos próximos cinco anos, sendo que apenas em 2004 estão previstas aproximadamente 360.000 inspeções, dentre outras medidas. No que se refere às perdas comerciais, a RGE possui atualmente um dos mais baixos índices entre as empresas de energia el étrica no Brasil.

Interrupções de Energia Elétrica

Temos observado uma melhora constante da qualidade e confiabilidade do nosso fornecimento de energia nos últimos anos, tendo como parâmetro a freqüência e duração das interrupções de energia elétrica. Em 2003, a freqüência das interrupções por ano foi de 5,18 interrupções por consumidor na CPFL Paulista, 5,40 interrupções por consumidor na CPFL Piratininga e 15,48 interrupções por consumidor na RGE, enquanto a média da freqüênci a das interrupções por consumidor nas demais distribuidoras brasileiras foi de 12,96 interrupções por consumidor. Em 2003, a duração das interrupções foi de 5,35 horas por consumidor na CPFL Paulista, 6,65 horas por consumidor na CPFL Piratininga e 25,55 horas por consumidor na RGE, enquanto a média da duração das interrupções nas demais distribuidoras brasileiras foi de 16,40 horas por consumidor. Com base em dados divulgados pela ANEEL, a duração e freqüênci a das interrupções de energia elétrica da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga são as mais baixas do Brasil. A duração e freqüência das interrupções de energia elétri ca da RGE são mais el evadas, porém permanecem alinhadas com as taxas médias das empresas de energia do Sul do Brasil, principalmente em razão da falta de redundâncias no seu sistema de distribuição, do uso pela RGE de linhas extensas em média tensão e do nível mais baixo de automação da sua rede.

As nossas subsidiárias utilizam tecnologia de construção e manutenção em redes energizadas, o que permite reparos na rede de distribuição sem interrupção do serviço, resultando em baixos níveis de interrupções programadas, da ordem de 8% a 11% do total das nossas interrupções. As demais interrupções não programadas decorrem de causas acidentais, incluindo relâmpagos, incêndios e ventos. Em 2003, investimos o total de R$63 milhões em materiais, serviços e itens correlatos, com vistas a renovar e aperfeiçoar a nossa rede de distribuição, de modo a diminuir tanto as interrupções programadas como as não programadas, e esperamos investir mais R$74 milhões para esse fim em 2004 (dos quais R$31 milhões foram investidos no primeiro semestre de 2004).

Empenhamo-nos continuamente em melhorar o tempo de atendimento dos nossos serviços de reparo. Desde 2000, o tempo médio de atendimento a interrupções diminuiu aproximadamente 23% na CPFL Paulista e desde a criação da CPFL Piratininga em 2001, este tempo médio diminuiu em aproximadamente 8%. A melhoria do tempo de atendimento na CPFL Paulista e na CPFL Piratininga deveu-se principalmente à nossa eficiente logística operacional, incluindo o posicionamento estratégico das nossas equipes e a tecnologia e automação da nossa rede e dos nossos centros operacionais, e a um plano de manutenção e conservação preventivo.

Desde 2000, o tempo médio de atendimento a interrupções da RGE aumentou 78%. Este aumento é resultante da implementação de novos sistemas e procedimentos operacionais, os quais permitem o registro da interrupção de energia com uma maior precisão. Esta nova tecnologia, instalada em 2001, possibilita a RGE receber informações sobre interrupções em tempo real, explicando o grande aumento no tempo médio de atendimento a interrupções entre 2000 e 2003. O tempo médio de atendimento da RGE é semelhante ao de outras concessionári as na região Sul do Brasil, baseado em informações fornecidas pela ANEEL. Embora o tempo médio de atendimento da RGE seja mais alto do que o da CPFL Paulista e CPFL Piratininga, este resultado é primordialmente devido às caract erísticas geográficas da região Sul e do seu sistema de distribuição de energia elét rica, o qual possui um baixo nível de redundâncias, longos circuitos em média tensão e recursos automatizados em menor número.

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Compras de Energia Elétrica

A maior parte da energia que vendemos não é gerada por nós. Em 2003, adquirimos 98,7% da energia elétri ca que distribuímos. No primeiro semestre de 2004, adquirimos 98,1% da energia que distribuímos. A tabela a seguir resume a quantidade total de energi a elétri ca que compramos de Itaipu e de outras fontes nos períodos indicados.

Período de seis meses encerrado em 30

de junho de Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2004 2003 2003 2002 2001

GWh Custo Médio (R$/MWh)

GWh

Custo Médio (R$/MWh)

GWh


GWh


GWh


Energia elétrica que compramos de Itaipu ...........................

5.158 93,24 5.245 98,10 10.575 92,92 9.791 107,15 9.401 85,75

Energia elétrica que compramos de outras fontes................

14.816 73,05 13.997 62,36 29.882 65,87 31.820 54,79 28.658 48,52

Total 19.974 78,27 19.242 72,11 40.457 72,29 41.611 67,25 38.059 65,39 Itaipu

Em 2003, adquirimos 10.575 GWh de energia elétrica da Usina Hidroelétrica Itaipu, ou 26,1% de toda a energia elétri ca que adquirimos em 2003. No primeiro semestre de 2004, adquirimos 5.158 GWh de energia elétrica de Itaipu, ou 25,8% da energia que adquirimos neste período. Itaipu localiza-se na front eira entre o Brasil e o Paraguai, e é objeto de um tratado bilateral entre os dois países por meio do qual o Brasil está obrigado a adquirir quantidades de energia elétri ca previamente estabelecidas. As distribuidoras de energia elétrica das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil estão obrigadas por l ei a contratar parte da energia elétrica que o Brasil é obrigado a comprar de Itaipu. O pagamento das distribuidoras é feito pela capacidade instalada, em contrato take-or-pay, com tari fas estabel ecidas em dólares por kW. A quantidade de energia elétrica vendida por It aipu (Energi a Vinculada) é determinada anualmente pela ANEEL e rateada entre as empresas proporcionalmente às suas quotas-partes. As nossas compras representaram aproximadamente 14,7% do fornecimento total de Itaipu ao Brasil. Pagamos pela energia de Itaipu com base nas quotas-partes definidas para as nossas subsidiárias e na Energia Vinculada de Itaipu seja esta energia gerada ou não por Itaipu. Nossa quota parte foi fixada por Lei de acordo com as vendas de energia realizadas em 1991. As tari fas pagas são estabelecidas de acordo com o tratado bilateral e fixadas de maneira a cobrir as despesas operacionais de Itaipu e pagamentos de principal e juros sobre os empréstimos em dólares tomados pela Itaipu, bem como o custo de transmissão da energia às áreas de concessão. Essas tarifas são fixadas em dólares e têm historicamente permanecido bem acima do custo médio nacional de fornecimento de energia elétrica no atacado.

Em 2003, pagamos uma média de R$92,92 por MWh da energia comprada de Itaipu, comparado a R$107,15 por MWh durante o ano de 2002 e R$85,75 durante o ano de 2001. Durante o primeiro semestre de 2004, pagamos uma média de R$93,24 por MWh da energia comprada de Itaipu. Estes valores não incluem a tari fa de transmissão que os distribuidores devem pagar para a realização de transmissão de energia elétri ca.

Outros Fornecedores

Em 2003, além da Itaipu, adquirimos 29.882 GWh de energia elétrica de outras geradoras, que representaram 73,9% da energia elétrica total que adquirimos. Desse total, 26.011 GWh, ou 87%, foram comprados de acordo com contratos de fornecimento de longo prazo, dos quais 23.012 GWh foram objeto de Contratos Iniciais. As compras de fornecedores de co-geração totalizaram 822 GWh, ou 3%. Os 3.049 GWh remanescentes, ou 10%, foram comprados principalmente em contratos de curto prazo, cujos preços estão associados ao preço da energia no MAE. Uma pequena parcela dessas compras foi feita diret amente no MAE.

118

No primeiro semestre de 2004, adquirimos 14.816 GWh de energia elétrica de outros fornecedores (com exceção de Itaipu), represent ando 74,2% do total de energia elétrica que adquirimos. Deste total, 13.224 GWh ou 89,3% foram adquiridos de acordo com contratos de longo prazo, dos quais 7.568 GWh são relativos a Contratos Iniciais e 245 GWh, ou 1,9%, foram adquiridos de fornecedores de co-geração. Os 1.592 GWh ou 10,7% remanescentes foram comprados no mercado spot em contratos de curto prazo. Para obter mais informações sobre Contratos Iniciais e sobre o mercado atacadista, vide “ O Setor Elétrico Brasileiro”. A tabela a seguir apresenta as compras de fornecedores, exceto Itaipu, nos períodos indicados.

Período de seis meses encerrado em 30 de junho de

Exercício findo em 31 de dezembro de

2004 2003 2003 2002 2001 Contratos de Compra de Longo Prazo: (em GWh)

Furnas Centrais Elétricas S.A. ....................................... 2.448 3.723 7.584 10.166 8.911 Companhia Energética de São Paulo – CESP................ 2.621 3.613 7.362 9.860 8.692 Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê......... 1.058 1.431 3.051 3.485 3.305 Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A.................. 1.387 1.765 3.328 2.689 2.573 Tractebel Energia S.A.................................................... 3.290 1.322 2.922 1.984 1.019 AES Uruguaiana Ltda.................................................... 403 399 773 768 411 EMAE – Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A....................................................................

182 266 528 710 604

Companhia Estadual de Energia Elétrica....................... 148 218 463 1.121 611 Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A. .............................. 1.442 Co-Geração.................................................................... 245 187 822 403 386

Total Contratos de Longo Prazo 13.224 12.924 26.011 30.783 26.126 Outras Fontes:

Contrato de Curto Prazo e Compras no Mercado Atacadista....................................................................... 1.592 1.073

3.049

634

2.146

Total Outras Fontes ............................................ 1.592 1.073 3.871 1.037 2.532 Total: ..................................................................................... 14.816 13.997 29.882 31.820 28.658

Os termos dos nossos contratos de fornecimento de energia el étrica são regidos por regulamentação da ANEEL. Os principais termos de cada contrato são relacionados à quantidade de energia vendida, ao preço, incluindo os reajustes realizados por vários fatores tais como inflação, e a duração desses contratos. Nossos Contratos Iniciais são regulados por um regime especi al que estabelece a redução anual da quantidade de energia elét rica de 2002 a 2005, quando do término de sua vigência. Por exemplo, nosso terceiro maior contrato de fornecimento é com a CESP. Nosso contrato com a CESP foi celebrado em 1999 e tem seu vencimento em 31 de dezembro de 2005. A quantidade de energia mensal que devemos comprar sob este contrato, em 2002, situou-se entre 1.032 MWh por hora a 1.351 MWh por hora, e a tarifa fi cou entre R$30,92 MWh a R$35,58 por MWh. Somos livres para negociar novos contratos a preços de mercado e substituir as quantidades de energi a descontratadas. Veja “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações – Histórico – Energia Elétrica Comprada para Revenda”. Tarifas de Transmissão Em 2003, pagamos tarifas no valor total de R$514 milhões pelo uso da rede de transmissão, incluindo a Rede Básica, tari fas de conexão e transmissão de energia elétrica de alta tensão de Itaipu a t axas estabelecidas pela ANEEL. Nos primeiros seis meses de 2004, pagamos um total de R$282 milhões em tarifas. Consumidores, Análise de Demanda e Tarifas Consumidores Classificamos os consumidores atendidos por nossas distribuidoras em cinco categorias principais:

• Consumidores industriais. Os consumidores industriais responderam por 42,9%, 59,6% e 42,1% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2003 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente. As principais indústrias abastecidas por nossas distribuidoras em 2003 foram as de alimentos e bebidas, metalúrgica, automotiva, moveleira e de produção de plásticos. No primeiro semestre de 2004, os consumidores industriais responderam por 40,2%, 57,3% e 42,6% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente.

119

• Consumidores residenciais. Os consumidores residenciais responderam por 26,4%, 20,4% e 23,3% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2003 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente. No primeiro semestre de 2004, estes consumidores responderam por 27,7%, 22,0% e 22,5% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente.

• Consumidores comerciais. Os consumidores comerciais, que incluem empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais, responderam por 15,3%, 12,4% e 12,6% da quantidade total de energia elét rica vendida em 2003 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente. No primeiro semestre de 2004, os consumidores comerciais responderam por 16,6%, 12,8% e 12,7% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente.

• Consumidores rurais. Os consumidores rurais responderam por 4,5%, 1,5% e 13,3% da quantidade total de energia elét rica vendida em 2003 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente. No primeiro semestre de 2004, os consumidores rurais responderam por 4,2%, 1,5% e 14,0% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente.

• Demais consumidores. Demais consumidores, que incluem serviços públicos, tais como iluminação pública, responderam por 10,9%, 6,1% e 8,6% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2003 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente. No primeiro semestre de 2004, demais consumidores responderam por 11,3%, 6,4% e 8,7% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, respectivamente.

Análise da Demanda A tabela a seguir apresenta informações sobre nossos consumidores ativos totais (conectados na rede), vendas de energia el étrica e receitas das distribuidoras a consumidores finais nos períodos indicados.

Período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2004 2003

Consumidores (milhares)

Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)

CPFL Paulista Industrial ........................... 41 3.709 725 40 3.983 632 Residencial........................ 2.711 2.559 924 2.644 2.508 775 Comercial.......................... 260 1.531 454 253 1.467 373 Rural.................................. 91 384 70 89 340 54 Outros................................ 24 1.045 216 23 1.022 180

Consumo próprio................ - 9 - - 11 - Total ................................. 3.128 9.237 2.389 3.051 9.331 2.014 CPFL Piratininga Industrial ........................... 10 2,850 487 10 3.014 460 Residencial........................ 1.106 1.094 402 1.076 1.087 366 Comercial.......................... 80 637 205 80 654 187 Rural.................................. 7 77 12 7 77 11 Outros................................ 6 318 73 6 317 65

Consumo próprio................ - 2 - - 2 - Total ................................. 1.209 4.978 1.179 1.179 5.151 1.089 RGE Industrial ........................... 30 1.346 305 30 1.221 219 Residencial........................ 805 710 282 787 708 233 Comercial.......................... 96 401 154 94 384 117 Rural.................................. 131 442 63 124 410 48 Outros................................ 12 262 68 12 258 53

Consumo próprio................ - 1 - - 1 -

Total.................................. 1.074 3.162 872 1.047 2.982 670 Nossa participação na RGE (67,07%)

- 2.120 585 - 2.001 449

Total.................................... 5.411 16.335 4.153 5.277 16.483 3.552

120

Exercício findo em 31 de dezembro de 2003 2002


Q uantidade (GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)


Q uantidade (GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)

CPFL Paulista

Industrial........................ 41 8.197 1.387 41 7.828 1.140 Residencial..................... 2675 5.034 1.637 2.602 4.802 1.353 Comercial....................... 256 2.920 790 248 2.757 646 Rural .............................. 90 851 134 87 773 105 Outros ............................ 24 2.087 390 24 1.995 319

Consumo próprio............ - 19 - - 30 - Total ............................. 3.086 19.108 4.338 3002 18.185 3.563

CPFL Piratininga Industrial........................ 10 6.238 979 9 5.954 814 Residencial..................... 1.091 2.138 719 1.059 2.035 530 Comercial....................... 79 1.298 378 81 1.232 312 Rural .............................. 7 156 22 7 151 18 Outros ............................ 6 643 136 6 606 108

Consumo próprio............ - 5 - - 5 - Total ............................. 1.192 10.478 2.234 1.162 9.983 1.782

RGE Industrial........................ 30 2.564 509 29 2.412 373 Residencial..................... 797 1.419 507 761 1.406 410 Comercial....................... 95 766 261 93 741 198 Rural .............................. 129 810 103 135 809 84 Outros ............................ 11 526 120 11 518 93

Consumo próprio............ - 1 - -- 1 -

Total .............................. 1.062 6.086 1.500 1.029 5.887 1.158

Nossa participação na RGE (67,07%)

-

4.083

1.006

-

3.948

777

Total ................................ 5.340 33.669 7.578 5.193 32.116 6.122

* Consumidores ativos são consumidores conectados à rede de distribuição, ao invés de consumidores faturados ao final do exercício social.

Tarifas

Tarifas de Distribuição no Varejo. Com base no nível de tensão no qual a energia elétrica é fornecida, classi ficamos nossos consumidores em dois grupos distintos: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B. Cada consumidor enquadra-se em certo nível tari fário definido por lei e com base em sua respectiva classi ficação, embora haja descontos com base em quantidade. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas maiores, fazendo frente aos custos totais em todos os subsistemas pelos quais a energia elétrica passa para chegar até eles. Há tarifas diferenciadas no Grupo B por tipos de consumidor (tais como residencial, comerci al, rural e industrial). Os consumidores do Grupo A pagam tarifas menores, decrescendo de A4 até A1, pois seu fornecimento é feito em voltagens mais elevadas, que demandam menor utilização do sistema de distribuição de energia elét rica. As tari fas que cobramos pela venda de energia elétri ca a consumidores finais são determinadas de acordo com nossos contratos de concessão e regras estabel ecidas pela ANEEL. Os contratos de concessão e a regulamentação estabel ecem um preço máximo com reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Vide “ O Setor Elétrico Brasileiro” para maiores informações sobre o regime regulatório aplicável a nossas tari fas e respectivos reajustes.

121

Os consumidores do Grupo A recebem energia elétrica em tensões superiores a 2,3kV. As tarifas dos consumidores do Grupo A têm por base o nível de tensão de fornecimento da energia el étrica e a época do ano e horário do dia em que a energia elétrica é fornecida, embora consumidores possam optar por uma tari fa diferenciada em períodos de pico. As tarifas aplicáveis aos consumidores do Grupo A contêm dois componentes: cobrança pela demanda de potência e cobrança pelo consumo de energia. A cobrança pela demanda de potência, expressa em reais por KW, tem por base (1) a potência firme contratada ou (2) a potência efetivamente utilizada, a que for mais alta. A cobrança pelo consumo de energia, expressa em reais por MWh, tem por base o valor da energia elétrica efetivamente consumida. As tarifas cobradas dos consumidores do Grupo A são inferiores às tarifas dos consumidores do Grupo B porque os primeiros consomem energia elétrica em níveis de tensão mais altos, evitando, assim, os custos do rebaixamento da tensão elétrica necessário para consumo para os nossos consumidores do Grupo B. Os consumidores do Grupo A são aqueles que com maior probabilidade qualificar-se-ão como consumidores livres nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores do Grupo B recebem energia em tensão inferior a 2,3 kV (220V e 127V). As tarifas para os consumidores do Grupo B consistem exclusivamente numa cobrança pelo consumo de energia e tomam por base a classificação do consumidor.

As tabelas a seguir apresentam informações sobre as nossas tarifas de fornecimento e receita líquida do ICMS nos períodos indicados.

CPFL Paulista


Tarifa Média (R$/MWh*)

Quantidade (GWh)

Receita Líquida (R$milhões*)

Consumi-dores


Quantidade (GWh)

Receita Líquida (R$Milhões*)

Consumi-dores

Grupo A: A2 - 138kV 114,37 1.102,11 126,1 76 93,55 1.580,64 147,9 71 A3 - 69kV 178,53 6,15 1,1 7 135,74 7,77 1,1 5

A4 - 11,9 a 23kV 175,26 3.795,73 664,5 11.740 148,18 3.560,38 527,0 11.361

Total Grupo A 161,57 4.903,99 791,7 11.823 131,37 5.148,79 675,7 11.437

Grupo B: B1 – Residencial 293,11 2.555,31 749,0 2.710.911 251,03 2.503,81 628,5 2.644.227

B2 - Rural 169,52 290,15 49,2 89.369 150,37 247,77 37,3 88.165 B3 - Outros 280,23 1.152,77 321,6 314.115 245,96 1.099,10 268,7 305.389

B4 – Iluminação Pública 149,59 334,68 50,1 1.481 131,00 331,63 43,5 2.193

Total Grupo B 269,99 4.332,92 1.169,8 3.115.876 233,82 4.182,33 977,9 3.039.974

Total 212,57 9.236,91 1.961,5 3.127.699 177,44 9.331,12 1.653,8 3.051.411

* A diferença no número de consumidores reflete a alteração no critério utilizado pelas distribuidoras.

Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de 2003 2002 Tarifa

Média (R$/MWh*)

Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consumidores

Grupo A: A2 - 138kV 100,28 3.203 321,2 73 85,36 2.991 255,3 64 A3 - 69kV 142,11 19 2,7 7 157,91 16 2,6 5

A4 - 11,9 a 23kV 156,29 7.412 1.158,4 11.574 160,11 7.104 1.137,4 11.108

Total Grupo A 139,39 10.634 1.482,3 11.654 137,99 10.111 1.395,3 11.177

Grupo B:

B1 – Residencial 264,11

5.026

1.327,4

2.675.232

190,06

4.796

911,5

2.602.144

B2 - Rural 158,56 555 88,0 89.236 136,77 492 67,3 86.554 B3 - Outros 257,59 2.229 573,9 308.592 221,42 2.158 477,9 300.935

B4 – Iluminação Pública 137,95 664 91,6 1.335 121,20 627 76,0 994

Total Grupo B 245,58 8.474 2.080,9 3.074.395 189,85 8.073 1.532,7 2.990.627

Total 186,48 19.108 3.563,2 3.086.049 161,01 18.185 2.928,0 3.001.804

*Valores líquidos de ICMS

122

CPFL Piratininga



Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consumi-dores

Grupo A: A1 – 345kV 93,66 800,35 75,0 1 88,88 799,39 71,1 1

A2 - 88kV 113,95 927,82 105,7 50 101,75 1.162,43 118,3 40 A4 - 11,9 a 23kV 192,03 1.599,42 307,1 2.866 172,60 1.537,52 265,4 2.643

Total Grupo A 146,60 3.327,59 487,8 2.917 129,94 3.499,34 454,7 2.684

Grupo B: B1 – Residencial 299,68 1.093,41 327,7 1.106.349 274,51 1.086,16 298,2 1.075.432

B2 - Rural 191,64 31,91 6,1 6.803 173,25 32,15 5,6 6.784 B3 - Outros 318,45 405,10 128,5 92.657 289,94 411,09 118,7 93.146

B4 – Iluminação Pública 165,16 119,49 19,7 144 148,75 122,29 18,2 501

Total Grupo B 292,43 1.649,92 482,0 1.205.953 267,04 1.651,69 440,6 1.175.863

Total 194,91 4.977,51 969,8 1.208.870 173,87 5.151,03 895,3 1.178.547

* A diferença no número de consumidores reflete a alteração no critério utilizado pelas distribuidoras.

Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de 2003 2002

Tarifa Média (R$/Mwh*)

Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consumi-dores

Grupo A: A1 - 345kV 90,46 1.677 151,7 1 81,40 1.449 117,2 1 A2 - 88kV 105,10 2.332 245,1 45 91,50 2.418 221,2 44

A3a - 34,5kV - - - - 130,70 5 0,8 0 A4 - 11,9 a 23kV 177,10 3.219 570,1 2.774 154,20 2.991 461,7 3.147

Total Grupo A 133,75 7.228 966,9 2.820 116,70 6.863 800,9 3.192

Grupo B:

B1 – Residencial 275,06 2.137 587,8 1.090.742 210,90 2.034 429,0 1.059.133 B2 – Rural 175,38 65 11,4 6.782 149,30 67 9,2 6.747

B3 – Outros 292,27 804 234,4 91.952 246,90 791 195,4 92.265 B4 – Iluminação

Pública 151,64 244 37,0 100 129,60 228 30,0 495 Total Grupo B 268,04 3.250 870,6 1.189.576 212,69 3.120 663,6 1.158.640

Total 175,40 10.478 1.837,5 1.192.396 146,70 9.983 1.464,5 1.161.832

* Valores líquidos de ICMS

RGE



Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consu-midores

Grupo A: A1 - 230kV 128,75 71,52 9,2 2 98,87 64,10 6,3 2 A3 - 69kV 155,09 209,12 32,4 19 119,04 186,54 22,2 19

A3a – 34,5kV 231,83 2,21 0,5 1 256,92 0,68 0,2 1 A4 – 11,9 a 23kV 175,15 1.477,33 258,7 5.058 137,46 1.351,60 185,8 4.831

Total Grupo A 170,95 1.760,18 300,9 5.080 133,82 1.602,92 214,5 4.853

Grupo B:

B1 – Residencial 289,19 710,12 205,4 805.447 236,12 707,92 167,2 787.212 B2 – Rural 212,34 185,79 39,5 130.448 174,85 172,51 30,2 123.813

B3 – Outros 325,76 391,10 127,3 132.958 261,36 381,12 99,5 130.394 B4 – Iluminação

Pública 159,03 115,05 18,3 254 132,10 117,78 15,6 249

Total Grupo B 278,43 1.402,06 390,4 1.069.107 266,47 1.379,33 312,4

1.041.668

Total 218,64 3.162,24 691,3 1.074.187 176,70 2.982,25 526,8 1.046.521

123

Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de

2003 2002


Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consu-midores

Grupo A: A1 - 230kV 112,44 131,1 14,7 2 85,37 123,7 10,6 2 A2 - 138kV - - - - 0,00 - - 0 A3 - 69kV 118,27 523,0 61,9 19 90,53 501,7 45,4 18

A3a – 34,5kV 333,65 1,0 0,3 1 121,02 5,3 0,6 1 A4 – 11,9 a 23kV 155,45 2.945,6 457,9 4.943 116,74 2.763,3 322,6 4.715

Total Grupo A 148,53 3.600,7 534,8 4.965 111,73 3.394,0 379,2 4.736

Grupo B:

B1 – Residencial 258,26 1.418,4 366,3 796.973 217,77 1.405,0 306,0 760.472 B2 – Rural 190,26 343,1 65,3 127.960 154,79 365,9 56,5 135.301

B3 – Outros 289,20 779,4 225,4 132.037 226,92 768,1 174,3 128.428 B4 – Iluminação

Pública 142,97 235,4 33,7 252 115,67 233,8 27,0 247

Total Grupo B 248,78 2.776,3 690,7 1.057.222 203,40 2.772,8 563,8 1.024.448

Total

192,18 6.377,0 1.225,5 1.062.187 152,92 6.166,8 943,0 1.029.184

* Valores líquidos de ICMS

De acordo com as regras em vigor, consumidor residencial de baixa renda é qualquer consumidor monofásico que (1) consome menos de 80 kWh por mês, (2) não teve consumo de energia elétrica superior a 120 kWh por mês por mais de duas vezes em qualquer período de doze meses anterior ou (3) consumiu entre 80 kWh e 220 kWh ao mês nos doze meses anteriores e apresentou pedido para receber benefícios decorrentes de quaisquer dos programas sociais do governo federal. Os consumidores residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo dos consumidores residenciais e não estão sujeitos a pagamento de encargo de capacidade emergencial, encargo de aquisição de energia elétrica emergencial ou qualquer tarifa extraordinária instituída pela ANEEL, estando sujeitos a tarifas reduzidas.

A tabela a seguir apresenta as tarifas reduzidas em vigor em 30 de junho de 2004 aprovadas pela ANEEL e disponíveis para cada faixa de consumo.

CPFL Paulista

Resolução ANEEL n.º 085, de 7 de junho de

2004

CPFL Piratininga Resolução ANEEL n.º 565, de 22 de outubro

de 2003

RGE Resolução ANEEL

n.º 092, de 16 de abril de 2004

(R$/MWh) Residência de Baixa Renda:

Até 30 kWh................................................................... 112,30 104,47 101,67 31 a 100 kWh................................................................ 192,52 179,08 174,32 101 a 200 kWh (RGE: 101 a 160 kWh)........................ 288,76 268,64 261,5 201 a 220 kWh (RGE: acima de 160 kWh).................. 320,84 298,46 290,54

TUSD. Nos termos das leis e normas regulamentares aplicáveis, somos obrigados a permitir que terceiros utilizem nossas linhas de distribuição de alta tensão, mediante o pagamento da TUSD, incluindo consumidores livres no âmbito de nossa área de concessão de distribuição que sejam servidos por terceiros. Em 2003, tivemos uma receita de R$36,4 milhões relativa a tarifas pelo uso de nossas linhas de distribuição e, durante o primeiro semestre de 2004, tivemos uma receita de R$90 milhões. Em 2003, a tarifa média para o uso de nossas linhas de distribuição foi de R$16,44 por MWh e R$53,94 por MWh para o primeiro semestre de 2004.

124

Procedimentos de Faturamento

O procedimento que utilizamos para faturamento e cobrança da energia elétrica fornecida a nossos consumidores é determinado pela cat egoria do consumidor. As leituras de medidores e faturamento ocorrem mensalmente no caso dos consumidores de baixa tensão, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura é realizada em uma periodicidade que varia de um a três meses, de acordo com a legislação em vigor. As faturas são preparadas com base na leitura de medidores ou no uso estimado. Os consumidores residenciais são faturados no prazo de três dias úteis após a leitura, sendo o respectivo vencimento no prazo de cinco dias úteis a contar da data da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação acompanhada da fatura do mês seguinte é encaminhada ao consumidor inadimplente, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para que o saldo devedor seja quitado. Caso o pagamento não seja recebido em até três dias úteis contados do término do prazo de 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor inadimplente está sujeito à suspensão. Os consumidores de alta tensão são faturados mensalmente, sendo o respectivo pagamento devido no prazo de cinco dias úteis a contar da data da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação é enviada ao consumidor inadimplente quatro dias úteis após a data de vencimento, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para o pagamento. Não ocorrendo o pagamento, dentro de três dias úteis após a notificação, o consumidor fica sujeito à interrupção do fornecimento.

Em 31 de dezembro de 2003, o índice de inadimplência em relação ao faturamento anual das empresas foi de 1,92% na CPFL Paulista, 2,01% na CPFL Piratininga e 5,08% na RGE. Esses percentuais caíram nos últimos anos, encontrando-se atualmente entre os mais baixos do setor elétrico brasileiro.

Atendimento ao Consumidor

Empenhamo-nos em prestar serviços de atendimento de alta qualidade. Para tanto, operamos centrais de atendimento em cada uma das nossas subsidiárias de distribuição, prestando serviços de atendimento ao consumidor 24 horas por dia, 7 dias por semana. Em 2003, nossas centrais de atendimento atenderam a mais de 12,9 milhões de chamadas e prestamos serviços de atendimento ao consumidor por meio do nosso website, que processou aproximadamente 1,2 milhão de solicitações de consumidores, e por meio de nossos 58 escritórios, que processaram aproximadamente 1,3 milhão de solicitações de consumidores. Após recebermos uma solicitação de serviço de um consumidor, enviamos nossos técnicos para efetuar os reparos necessários.

As solicitações de consumidores processadas por nosso website represent aram 7,3% da totalidade de solicitações em 2003, aumento de 380% em rel ação a 2002. O número significativamente alto de solicitações eletrônicas nos permitiu reduzir os nossos custos de serviços de atendimento ao consumidor.

Cadeia de Fornecimento

Objetivando alcançar economias de escal a nos processos de fornecimento, contratação e control e de qualidade de materiais da CPFL Paulista e CPFL Piratininga, desenvolvemos diversas ações, tais como a centralização de quatro centros de distribuição da Paulista e Piratininga em um único centro para as duas empresas, a padronização dos materiais de nossas subsidiárias e o estabelecimento de alianças estratégicas com os fornecedores nos quesitos preço, prazo e qualidade, visando a celebração de contratos de longo prazo (no mínimo um ano). Estas ações incluem:

• Manutenção de estoque de segurança dos materiais no fornecedor para atender oscilações de demanda;

• Possibilidade de entregas descentralizadas na área de concessão da empresa;

• Programa de previsibilidade da demanda;

• Reorganização dos fornecedores de serviços no âmbito físico, estrutural e cultural, permitindo maior produtividade e conseqüentemente redução de custos (Projeto Empreiteiro Padrão); e

• Programa de auditoria contínua para acompanhamento do processo produtivo, reduzindo o índice de reprovação de materiais.

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Com estas ações obtivemos os seguintes resultados:

• aumento do giro dos estoques, de 4,35 meses em 2002 para 5,37 meses em 2003, representando um decréscimo no giro dos estoques de 2,75 meses em 2002 para 2,23 meses em 2003;

• redução e otimização dos estoques de materiais e equipamentos, de R$33,2 milhões em julho de 2002 (R$42,9 milhões, tal como ajustado para refletir os efeitos da inflação) para R$26,4 milhões em 31 de dezembro de 2003; e

• economias de escal a na cadei a de fornecimento.

O processo de fornecimento da RGE baseia-se em políticas de estoque e de classi ficação de materiais. Nossos fornecedores encaminham os materiais a um centro de distribuição centralizado e tercei rizado.

A entrega de materi ais no local de manutenção é controlada por um sistema automatizado.

Um operador de logística terceirizado administra o transporte do centro de distribuição para localidades tais como, clientes especiais, bases operacionais, locais de manutenção e dependências de construtoras encarregadas da implantação de novos projetos.

Pesquisa e Desenvolvimento

Nossos contratos de concessão de distribuição obrigam-nos a realizar projetos de pesquisa e desenvolvimento e programas de eficiência energética, aos quais devemos destinar 1% das receitas líquidas provenientes das nossas atividades de distribuição. O nosso programa de eficiência energética destina-se a promover o uso eficiente da energia elétrica pelos nossos consumidores, reduzir perdas técnicas e comerciais, oferecer produtos e serviços para melhorar a satisfação e a fidelização do consumidor e a nossa imagem. O projeto de pesquisa e desenvolvimento utiliza pesquisa tecnológica para desenvolver produtos que possam ser usados internamente ou, ainda, vendidos ao público. Em 2003, gastamos aproximadamente R$67 milhões nesses programas.

Geração de Energia Elétrica

A CPFL Geração é a holding responsável pela geração de energi a elétrica. A empresa foi criada em setembro de 2000, a partir da cisão das atividades de geração e distribuição da CPFL Paulista, com uma potência instalada de 143 MW, provenientes de 19 Pequenas Centrais Hidroel étricas, e uma usina termoelétrica, operadas atualmente por intermédio de nossa subsidiária integral, a CPFL Centrais Elétricas. Em 2001 aumentamos significativamente a nossa capacidade instalada, por meio da aquisição da Semesa, nossa subsidiária integral que detém participação de 51,54% na Energia Assegurada da Usina de Serra da Mesa. Em 30 de junho de 2004, nossa potência instalada era de 812 MW. Continuamos expandindo ativamente a nossa capacidade de geração e repotenciação. Atualmente, estamos envolvidos em joint ventures para a construção de seis novas usinas hidroelétricas, as quais adicionarão 1.177 MW ao nosso parque gerador até 2008, e estamos repotenciando det erminados ativos para aumentar nossa Capacidade Instal ada total para 1.990 MW.

Produzimos energia elétrica quase que exclusivamente por meio de nossas usinas hidroelétricas. Geramos 1.481 GWh durante os seis primeiros meses de 2004, 2.633 GWh em 2003, 2.433 GWh em 2002 e 3.697 GWh em 2001. Ressalta-se, entretanto, que, de acordo com as normas brasileiras, a receita proveniente da venda de energi a não depende da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando do respectivo contrato de concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energi a Assegurada são cobertas pelo MRE – Mecanismo de Realocação de Energi a. O principal propósito do MRE é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam pelo seu nível de Energia Assegurada independentemente da quantidade de energia el étrica por el as efetivamente gerada. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram al ém de suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram abaixo del as. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda de energi a e as condições hidrológicas. A quantidade de energia gerada, acima ou abaixo da Energia Assegurada, é valorada por uma tari fa denominada “Tarifa de Energia de Otimização” - TEO, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será mensalmente contabilizada para cada gerador.

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A tabela a seguir apresenta informações relativas as nossas principais unidades em atividade em 30 de junho de 2004.

Capacidade

Instalada (MW) Energia

Assegurada (GWh/ano)

Entrada em Operação

Upgrade da Usina

Concessão Expira em

Usinas/Centrais Hidroelétricas:

Serra da Mesa.................. 1.275,0 5.878,0 1998 (1) Nossa participação em Serra da Mesa (51,54%)

657,1

3.029,5

Americana....................... 30,0 78,9 1949 2002 2027 Buritis .............................. 0,8 7,9 1922 * 2027 Capão Preto..................... 5,5 8,7 1911 * 2027 Cariobinha....................... 1,3 - 1936 ** 2027 Chibarro........................... 2,3 6,1 1912 * 2027 Dourados......................... 10,8 68,0 1926 2002 2027 Eloy Chaves.................... 19,0 106,9 1954 1993 2027 Esmeril ............................ 5,0 25,2 1912 2003 2027 Gavião Peixoto................ 4,1 19,3 1913 * 2027 Jaguari............................. 11,8 78,8 1917 2002 2027 Lençóis............................ 1,7 14,7 1917 1988 2027 Monjolinho...................... 0,6 *** 1893 2003 2027 Pinhal............................... 6,8 32,4 1928 1993 2027 Salto do Pinhal ................ 0,6 - 1911 ** 2027 Salto Grande.................... 4,6 23,8 1912 2003 2027 Santana............................ 4,3 25,4 1951 2002 2027 São Joaquim.................... 8,1 49,3 1911 2002 2027 Socorro............................ 1,0 5,3 1909 1994 2027 Três Saltos....................... 0,7 5,3 1928 * 2027

Usinas Termoelétricas:

Carioba............................ 36,0 219,0 ****

1954 2027

Total 812,0 3.804,0 __________________ * Usinas que serão repontecializadas até 2008. ** Usinas inativas. *** A Energia Assegurada solicitada à ANEEL, em função da reativação da usina em 2003, é de 3,4 GWh/ano. A ANEEL requereu informações complementares para definição da Energia Assegurada da usina. **** A Energia Assegurada total da UTE Carioba é de 219 GWh/ano. Em 2003 vendemos o equivalente a 75% desta Energia Assegurada (164,3 GWh), em função da redução de 25% do subsídio do óleo combustível. Esta redução de subsídio continuará a uma taxa de 25% ao ano até 2006, quando toda a energia de Carioba estará disponibilizada para ser contratada por meio de contratos de fornecimento de energia (vide “Usina Termoelétrica” na página seguinte). (1)A concessão de Serra da Mesa é de Furnas Centrais Elétricas S.A. e nós temos direito a 51,54% de sua Energia Assegurada mediante um contrato de arrendamento de 30 anos, que expira em 2028, aprovado pelo Poder Concedente.

UHE Serra da Mesa. Nossa maior usina hidroelétrica em operação é a UHE de Serra da Mesa, que adquirimos em 2001 de um de nossos acionistas controladores, a VBC Energia. Esta usina teve as obras iniciadas por Furnas em 1985. Em 1994 a construção encontrava-se paralisada por falta de recursos, ocasião em que foi realizada uma licitação para a retomada das obras. A UHE de Serra da Mesa possui três unidades geradoras. A usina localiza-se no Rio Tocantins, no Estado de Goiás, possui uma capacidade instalada de 1.275 MW e entrou em operação em 1998. A concessão da UHE de Serra da Mesa é detida por Furnas, que também opera a usina, sendo que os ativos pertencem à nossa subsidiária Semesa. Nós arrendamos estes ativos a Furnas através de um contrato, com duração de 30 anos, iniciado em 1998, que nos assegura o recebimento de 51,54% da Energia Assegurada da usina até o ano de 2028, independente da energia efetivamente gerada pela usina, ainda que, na vigência da concessão, ocorra encampação, caducidade ou vencimento do prazo da mesma. Um contrato de venda de energia, firmado com Furnas até 2014, estabelece o valor do MWh comercializado e a forma de correção, que é anual, pela variação do IGP-M. A partir de 2014 até 2028, continuaremos a ter direito sobre este percentual da Energia Assegurada, porém poderemos comercializá-lo conforme a regulamentação aplicável à época. Por conseguinte, nossa parcela da Capacidade Instalada e da Energia Assegurada da Usina Hidroelétrica de Serra da Mesa é 657 MW e 3.030 GWh/ano, respectivamente.

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Pequenas Centrais Hidroelétricas. Por meio da nossa subsidiária CPFL Centrais Elétricas, operamos 19 Pequenas Centrais Hidroelétri cas – PCHs, das quais a maior parte foi construída no início do século vinte. Como parte de um programa de operação e moderni zação dessas PCHs, temos investido na sua reponteci alização e automação, com vistas a aumentar a sua geração. O programa consiste, basicamente, na reponteci alização das PCHs por meio da troca, renovação, ou instalação de novas turbinas, equipamentos peri féricos e sistemas automatizados, bem como restauração da infra-estrutura. Por meio dessas iniciativas, esperamos aumentar a Energia Assegurada dessas PCHs, a sua geração de energia elétrica e a nossa lucratividade, minimizando, ao mesmo tempo, custos operacionais.

Demos início ao programa de modernização em 1988, com a recuperação da PCH de Lençóis, até então desativada. Instalamos novas unidades de geração, com 1,68 MW de Capacidade Instalada, e fi zemos reparos e modificações na nossa infra-estrutura. Em 1993, aumentamos a Capacidade Instalada das PCHs de Eloy Chaves e Pinhal de 8,8 MW para 19 MW e de 0,6 MW para 6,8 MW, respectivamente. Em 1994, a PCH de Socorro foi também recuperada com a instalação de uma unidade geradora com 1 MW de Capacidade Instalada. Entre 2000 e 2002, investimos R$38 milhões na repontecialização e automação de Dourados, São Joaquim, Esmeril e Salto Grande, aumentando a sua Capacidade Instalada total em 11,4 MW.

A automação dessas PCHs nos permite executar seu controle, supervisão e operação remotamente. Também criamos um centro de operações para o gerenciamento e monitoramento das nossas PCHs em Campinas, tornando possível o controle remoto, em tempo real, de todo o ciclo de produção das PCHs.

Nossos custos de operação e manutenção decresceram de R$26,47/MWh em 1997 para R$9,62/MWh em 2000 e R$7,57/MWh em 2003. A taxa de disponibilidade dos nossos equipamentos de geração de energia aumentou de 82% em 1997 para 95% em 2003. Entre 2004 e 2008, esperamos repotencializar cinco das nossas PCHs: Buritis, Capão Preto, Chibarro, Gavião Peixoto e Três Saltos.

Usina Termoelétrica. Operamos uma usina termoelétrica, a Usina Termoelétrica Carioba, com Capacidade Instalada de 36 MW, construída em 1954. Até 2002, a Usina Termoelétrica Carioba operava com 100% de óleo combustível subsidiado. Desde 2003, esse subsídio vem sendo gradualmente reduzido a uma taxa de 25% ao ano e será totalmente extinto a partir de 2006. Concomitantemente, a energia contratada diminuirá 25% ao ano e, em conseqüência, até 2006, a totalidade da energia gerada por Carioba estará disponibilizada para ser contratada de acordo com novos PPAs.

Expansão da Capacidade de Geração

A demanda por energia elétrica nas nossas áreas de concessão de distribuição continua a crescer. Para fazer frente a esse aumento da demanda, e também para melhorar as nossas margens, estamos rapidamente expandindo a nossa capacidade de geração. Atualmente, participamos da construção de seis novas instalações hidroelétricas, com Capacidade Instalada total prevista de 2.785 MW, dos quais nos caberão 1.177 MW. Até meados de 2006, esperamos que aproximadamente 60% da capacidade de geração dessas usinas ingressem no sistema.

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A tabela a seguir apresenta informações relativas aos nossos projetos hidroelétricos em 30 de junho de 2004.

Capacidade

Instalada Estimada

(MW)

Energia Assegurada Estimada (GWh/ano)

Custo Total Estimado

(milhões de R$)(1)

Início da Construção

Previsão de Início

de Geração

Nossa Participaç

ão (%)

Capacidade Instalada Estimada Disponível para Nós

(MW)

Energia Assegurada

Estimada Disponível para Nós

(GWh/ano) Barra Grande..........

690 3.334,1 1.368,1 Julho de 2001

2005 25,01 172,6 833,9

Campos Novos............

880 3.310,4 1.332,9 Agosto de 2001

2006 48,72 428,7 1.612,8

Complexo Ceran

Castro Alves.............

130 560,6 211,6 Abril de 2004

2007 65,00 84,5 364,3

Monte Claro .............

130 516,8 248,6 Abril de 2002

2004 65,00 84,5 335,9

14 de Julho.... 100 438,0 214,1 Outubro de 2004

2007 65,00 65,0 284,7

Total CERAN.........

360 1.515,4 674,2 65,00 234,0 984,9

Foz do Chapecó........

855 3.784,3 1.573,7 Janeiro de 2005

2008 40,00 342,0 1.513,7

Total disponível para nós

1.177,3 4.945,3

(1) Informações com data base de dezembro de 2003. Projeto Barra Grande. Detemos uma participação de 25,01% na BAESA, joint venture formada para a construção, financiamento e operação da Usina Hidroelétrica de Barra Grande, cuja concessão foi em maio de 2001 por 35 anos. A usina encontra-se em construção no Rio Pelotas, na divisa entre os Estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina. A usina foi projetada para ter Capacidade Instalada de 690 MW e Energia Assegurada de 3.334 GWh por ano, dos quais nos cabe 25,01%, ou seja, 833,9 GWh por ano. Os demais acionistas da joint venture são a Alcoa Alumínio S.A. (42,2%), a CBA - Companhia Brasileira de Alumínio (15,0%), o DME - Departamento Municipal de Energia Elétrica de Poços de Caldas (8,8%) e a CCC - Camargo Corrêa Cimentos S.A. (9,0%). Quando de sua conclusão, a usina será operada por um consórcio formado pela CPFL Geração e pela Alstom Brasil Ltda.. O custo total estimado da usina é de R$1.368,1 milhões, dos quais nos caberão R$342,2 milhões. As obras foram iniciadas em julho de 2001 e, conforme prevemos, a usina entrará em operação em outubro de 2005. Barra Grande acrescentará 172,6 MW a nossa capacidade de geração.

A estrutura de capital dessa joint venture é 36,4% de capital próprio e 63,6% de financiamento de terceiros. A joint venture obteve financiameno do BNDES de R$460,6 milhões para o projeto. A Hejoassu Administração Ltda., ou Hejoassu, a holding do Grupo Votorantim, a Camargo Corrêa S.A. e a Alcoa Alumínio S.A. prestaram garantia para o financiamento. O financiamento também é garantido pelo penhor (i) das ações da BAESA detidas pela Alcoa, CPFL Geração, Camargo Corrêa Cimentos S.A., CBA e DME Energética Ltda.; e (ii) os direitos da BAESA advindos de seu contrato de concessão na operação de sua usina hidroelétrica, incluindo os créditos resultantes da venda de energia, as garantias em conexão com os contratos de fornecimento de energia elétrica, os montantes pagos pela ANEEL decorrentes de indenizações pelo término da concessão e a energia produzida pela BAESA. Os primeiros três desembolsos do BNDES ocorreram em 30 de julho de 2003, 26 de novembro de 2003 e 26 de março de 2004, nos valores de R$201,3 milhões, R$129,7 milhões e R$80,4 milhões, respectivamente. A BAESA, subsidiária da CPFL Geração, planeja emitir debêntures no valor total de até R$180,0 milhões, garantidas pelos integrantes da joint venture, proporcionalmente as suas respectivas participações, com o fim de suprir parte dos recursos financeiros faltantes. Já finalizamos a discussão e negociamos os termos de um financiamento adicional do BNDES no valor de R$300 milhões para completar os recursos financeiros necessários, sendo que a garantia da nossa parcela será através de fiança bancária. Estamos aguardando a assinatura dos respectivos contratos. As obras da usina foram iniciadas em julho de 2001 e têm seguido o orçamento e cronograma originais. Em agosto de 2001, assinamos contrato de EPC em regime de turn-key com a Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A., a Alstom Brasil Ltda. e a Engevix Engenharia Ltda. Em 30 de junho de 2004, o valor total investido no projeto, corrigido para a base de 31 de dezembro de 2003, é de R$949,2 milhões dos quais nos couberam R$237,4 milhões. A preços históricos, o valor investido corresponde a R$841,1 milhões, sendo que nos couberam R$210,3 milhões.

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Projeto Campos Novos. Detemos participação de 48,7% na ENERCAN, uma joint-venture formada por um consórcio de empresas dos setores público e privado ao qual foi outorgada, em maio de 2000, uma concessão de 35 anos para construção, financi amento e operação da Usina Hidroelétri ca de Campos Novos. A usina está em construção no Rio Canoas, no Estado de Santa Catarina e terá Capacidade Instalada de 880,0 MW e Energia Assegurada de 3.310,4 GWh por ano, dos quais faremos jus a 1.612,8 GWh por ano. Os demais acionistas da ENERCAN são a CBA (22,7%), a CNT - Companhia Níquel Tocantins (20,0%), a CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica (6,5%) e a CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina (2,03%). Quando de sua conclusão, a usina será operada pel a ENERCAN, sob a responsabilidade da CPFL Geração. O custo total de construção está estimado em R$1.332,9 milhões, dos quais nos caberão R$649,4 milhões. As obras foram iniciadas em agosto de 2001, e estão seguindo o cronograma e orçamento originais. Conforme a nossa previsão, a usina entrará em operação em janeiro de 2006. Campos Novos acrescentará 428,8 MW à nossa capacidade de geração.

A estrutura de capital prevista é 37,0% de capital próprio e 63,0% de financiamento de terceiros. A ENERCAN obteve financi amento no valor de R$619,9 milhões do BNDES. A Hejoassu será a única garantidora desse financi amento. Os primeiros dois desembolsos ocorreram em 26 de novembro de 2003 e 9 de abril de 2004, nos valores de R$298,0 milhões e R$70,2 milhões, respectivamente. A ENERCAN também está considerando a obtenção de financiamento adicional junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), no valor de US$75 milhões, a ser garantido pela Hejoassu e pel a CPFL Energia. Em outubro de 2001, assinamos contrato de EPC em regime de turn-key com Camargo Corrêa, GE Hydro Inepar do Brasil S.A., CNEC Engenharia S.A. e Engevix. Em 30 de junho de 2004, o valor total investido no projeto, corrigido para a base de 31 de dezembro de 2003, é de R$860,5 milhões dos quais nos couberam R$419,3 milhões. A preços históricos, o valor investido corresponde a R$754,5 milhões, sendo que nos couberam R$367,6 milhões.

Projeto CERAN. Detemos participação de 65,0% na CERAN, uma joint-venture à qual foi outorgada, em março de 2001, concessão de 35 anos para construção, financi amento e operação do complexo hidroelétrico CERAN. Os demais acionistas são a CEEE (30,0%) e a Desenvix (5,0%). O complexo hidroelétrico CERAN consiste de três usinas hidroelétricas: 14 de Julho, Monte Claro e Castro Alves. O complexo fica no Rio das Antas, aproximadamente 120 km ao nort e de Porto Alegre, próximo à cidade de Bento Gonçalves, no Estado do Rio Grande do Sul. Estima-se que o custo total da construção do complexo será de R$674,2 milhões, dos quais nos caberão R$438,2 milhões. Segundo prevemos, a usina Monte Claro entrará em operação em outubro de 2004, devendo as demais usinas estarem em plena operação até setembro de 2007.

O complexo terá uma Capacidade Instalada de 360 MW e Energia Assegurada de 1.515 GWh por ano, dos quais nos caberão 984,9 GWh por ano. Quando de sua conclusão, as usinas serão operadas pela CERAN, sob a responsabilidade da CPFL Geração e acrescentarão 234 MW a nossa capacidade de geração.

A estrutura de capital prevista é 34,0% de capital próprio e 66,0% de financiamento de terceiros. Prestamos garantia de 100% do financiamento para o complexo CERAN. A CERAN obteve financiamento do BNDES no valor de R$436 milhões para as três usinas. Os primeiros três desembolsos ocorreram em 20 de fevereiro de 2004, 28 de junho de 2004 e 30 de junho de 2004, nos valores de R$131,7 milhões, R$9,4 milhões e R$1,6 milhão, respectivamente. Em maio de 2002, celebramos contrato de EPC, em regime de turn-key, com a Camargo Corrêa, a Alstom e a Engevix. Em 30 de junho de 2004, o valor total investido no projeto, corrigido para a base de 31 de dezembro de 2003, é de R$246,5 milhões, dos quais nos couberam R$160,2 milhões. A preços históricos, o valor investido corresponde a R$230,9 milhões, sendo que nos couberam R$150,1 milhões.

Projeto Foz do Chapecó. Detemos indiretamente 40% do Consórcio Energético Foz do Chapecó, por meio da nossa participação de 66,67% no capital social da sociedade Foz do Chapecó Energia S.A. O Consórcio Energético Foz do Chapecó é uma joint-venture que pretende construir, financi ar e operar a Usina Hidroelétrica Foz do Chapecó, cuja concessão foi outorgada em novembro de 2001 por 35 anos. A Companhia Vale do Rio Doce (40%) e a CEEE (20%) também detêm participações no Consórcio Energético Foz do Chapecó. A Usina Hidroelétrica Foz do Chapecó localizar-se-á no Rio Uruguai, na divisa entre os Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. O custo total estimado da usina é de R$1.574 milhões, dos quais nos caberão R$629,5 milhões. Conforme a nossa previsão, a usina entrará em operação em junho de 2008 e acrescentará 342 MW à nossa capacidade de geração.

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O Projeto Foz do Chapecó já conta com licença prévia, estando pendente a emissão da licença de Instal ação. Estamos estruturando o financiamento e, quando o consórcio obtiver a licença de instalação junto ao IBAMA, daremos início às obras, o que ocorrerá em janeiro de 2005, conforme nossa a previsão.

Comerciali zação de Energia Elétrica e Serviços

Em 2003, nossa subsidiária CPFL Brasil iniciou suas atividades, para gerir as nossas atividades de comerci alização. Anteriormente, oferecíamos serviços relacionados a energia elétrica sobretudo por intermédio de nossas subsidiárias de distribuição CPFL Paulista e CPFL Piratininga, e realizávamos atividades de comerci alização por intermédio da CPFL Geração.

Operações de Comercialização

A CPFL Brasil realiza as nossas operações de comercialização de energia elétrica. Suas principais funções são:

• aquisição de energia elétrica para nossas empresas de distribuição e suas atividades de comerci alização, por meio da celebração de contratos bilaterais com empresas geradoras e compra de energia em leilões públicos promovidos por empresas de geração;

• revenda de energi a elétrica para consumidores livres;

• revenda a outras comerci alizadoras; e

• revenda de energia elétrica a empresas de distribuição (inclusive a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga).

Os preços pelos quais a CPFL Brasil compra e vende energia elétrica são det erminados em negociações com seus fornecedores e clientes, não sendo, em geral, estabelecidos pela ANEEL. Além de vender energia elétri ca a partes não relacionadas, a CPFL Brasil revende energia elétri ca à CPFL Paulista, à CPFL Piratininga e à RGE. Contudo, as margens de lucro derivadas de vendas a partes relacionadas foram limitadas pela regulamentação da ANEEL a 10%, em média. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de distribuição estavam autorizadas a comprar até 30% de suas necessidades de energia elétrica de empresas relacionadas. A possibilidade de vender energia elétrica a empresas relacionadas foi eliminada nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, com exceção dos contratos aprovados pela ANEEL anteriormente a março de 2004. Entretanto, a CPFL Brasil poderá vender energia elétrica a distribuidores por meio de leilões de ajuste do Ambiente de Contratação Regulada – ACR.

A mesa de operações da CPFL Brasil é operada por profissionais experi entes e equipada com modernos computadores e programas que lhes possibilitam monitorar em tempo real as necessidades de energia elétri ca de nossas distribuidoras e a produção de nossas geradoras, constituindo, assim, segundo acreditamos, uma base sólida para a condução das nossas atividades de comercialização.

Serviços de Valor Agregado Relacionados a Energia Elétrica

Oferecemos a nossos clientes, por intermédio da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga, ampla gama de serviços de valor agregado relacionados a energi a elétrica, e pretendemos passar a oferecer esses serviços por intermédio da CPFL Brasil. Esses serviços são concebidos para auxiliar nossos clientes a obter melhora da eficiência, do custo e da confiabilidade dos serviços por eles utilizados. Nossos principais serviços de valor agregado relacionados a energi a elétrica incluem:

• inspeções termográficas de equipamentos elétricos com emprego de tecnologia de infravermelho para assegurar que os equipamentos estejam funcionando corret amente, bem como antecipar e prevenir escassez de energi a elétrica;

• utilização de nosso novo produto Power Quality, que permite a nossos clientes industriais e comerci ais analisarem seus sistemas elétricos para assegurar que estej am funcionando em seu nível técnico ideal e executando o serviço da forma mais efici ente, confi ável e acessível economicamente;

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• palestras e sessões de treinamento para as equipes técnicas de nossos clientes sobre ampla gama de tópicos que afetam a capacidade do cliente de utilizar e manter de maneira eficaz seus serviços e equipamentos elétri cos. Palestras recentes versaram sobre a estrutura tari fária do setor de energia el étrica, co-geração e o correto gerenciamento da energi a elétrica; e

• construção de subestações e linhas de transmissão em regime de turn-key.

Concorrência

Recebemos concessões para distribuir energia elét rica em uma grande área geográfica, compreendendo os Estados de São Paulo e Rio Grande do Sul. Recebemos, ainda, concessões para gerar energia elétrica nestes mesmos estados e em Santa Catarina e Goiás. Enfrentamos concorrênci a de outras comerci alizadoras e geradoras de energia elétrica por consumidores livres. Companhias de distribuição e transmissão são obrigadas a permitir o uso das suas linhas e instalações auxiliares para a distribuição e transmissão de energia elétrica por outros mediante recebimento de tari fa regulada pela ANEEL.

Segundo a lei brasileira, as nossas concessões podem ser renovadas apenas uma vez, desde que haja aprovação do Ministério das Minas e Energia ou da ANEEL, e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço público tenham sido atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma das nossas concessões quando da sua expiração. Em virtude da discricionariedade do Poder Concedente para a renovação das concessões, podemos ter de enfrentar concorrência signi ficativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer novas concessões. Uma vez que a ANEEL detenha total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente os resultados das nossas operações.

Nossas Concessões

Operamos nossas atividades de geração e distribuição sob concessões outorgadas pelo Governo Federal, por meio da ANEEL.

Recebemos as seguintes concessões de distribuição:

Concessão No. Concessionária Estado Prazo 014/1997 CPFL Paulista São Paulo 30 anos a partir de 20 de novembro de 1997 09/2002 CPFL Piratininga São Paulo 30 anos a partir de 23 de setembro de 1998 013/1997 RGE Rio Grande do Sul 30 anos a partir de 6 de novembro de 1997

Recebemos as seguintes concessões de geração: Concessão No. Concessionária Usina Estado Prazo

128/2001 Foz do Chapecó Energia S.A.

Foz do Chapecó Santa Catarina, Rio Grande do Sul

35 anos a partir de 7 de novembro de 2001

036/2001 Energética Barra Grande S.A.

Barra Grande Rio Grande do Sul 35 anos a partir de 14 de maio de 2001

008/2001 Companhia Energética Rio das Antas

14 Julho, Castro Alves e Monte Claro

Rio Grande do Sul 35 anos a partir de 3 de março de 2001

043/2000 Campos Novos Energia S.A.

Campos Novos Santa Catarina 35 anos a partir de 29 de maio de 2000

015/1997 CPFL Centrais Elétricas

Nossas 19 Pequenas Centrais Hidroelétricas e 1 Usina Termoelétrica

São Paulo 30 anos a partir de 20 de novembro de 1997

Decreto No. 85.983/81

Furnas Centrais Elétricas S.A.

Serra da Mesa* Goiás

* Temos direito a 51,54% da Energia Assegurada de Serra da Mesa mediante um contrato de arrendamento de 30 anos, o qual expira em 2028, aprovado pelo Poder Concedente. Veja “- Geração de Energia Elétrica – UHE Serra da Mesa”.

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Imobilizado

Nossas principais propriedades consistem em usinas hidroelétricas, subestações e redes de distribuição localizadas nos Estados de São Paulo, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Goiás. O valor contábil líquido de nosso imobilizado total em 30 de junho de 2004 era de R$4.646 milhões. Com exceção de nossa rede de distribuição, nenhum de nossos ativos, individualmente, gera mais do que 10% de nossas receitas totais. De modo geral, as nossas instalações adequam-se às nossas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam. Temos servidões de passagem para nossas linhas de distribuição, que são ativos próprios e não revertem aos proprietários da terra quando da expiração de nossas concessões.

Adicionalmente, estamos envolvidos na construção de seis novas instalações hidroelét ricas. A previsão de investimento total nestas instalações é de aproximadamente R$4.950 milhões, dos quais nossa parte corresponde a R$2.059 milhões.

De acordo com a lei, alguns dos imóveis e instalações essenciais que utilizamos para cumprir nossas obrigações nos termos de nossos contratos de concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos a quaisquer de nossos credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL.

Apesar de outorgar concessões para a construção de usinas hidroel étricas, o governo federal não emite decretos de desapropriação dos respectivos imóveis. Esses decretos somente são emitidos quando a concessionária tiver demonstrado que negociou com ao menos 50% dos proprietários dos imóveis afet ados. Uma vez que tenha conduzido tais negociações, a concessionária pode solicitar a emissão de um decreto de desapropri ação à ANEEL. A ANEEL estuda a solicitação e veri fica se todas as opções de negociação disponíveis foram esgotadas. Se a ANEEL chegar à conclusão de que essas opções foram esgotadas, a ANEEL emite um decreto de desapropriação dos imóveis afetados. Se a concessionári a e os proprietários dos imóveis não puderem chegar a um acordo quanto ao preço do imóvel ou da servidão de passagem, a concessionária pode usar o decreto de desapropriação para obter em juízo a imissão provisória na posse do imóvel, o que possibilita o prosseguimento da construção enquanto um perito judicial avalia o valor justo de mercado do imóvel.

Questões Ambientais

Regulação Ambiental

Nossas atividades de distribuição e geração estão sujeitas a abrangente legislação e regulamentação federal, estadual e municipal relativa à preservação ambiental. O procedimento para construção de usinas geradoras e para instalação de novas linhas de transmissão e distribuição ou subestações requer o atendimento de várias exigências ambientais, em conformidade com a Constituição brasileira e a legislação e regulamentação federal, estadual e municipal correlata.

Com vistas a facilitar o cumprimento das leis ambientais, usamos um sistema de gestão ambiental que foi implementado em todos os nossos segmentos e segue os padrões da norma ISO 14001. Estabelecemos um sistema de identificação, avaliação e atualização com relação a leis ambientais aplicáveis, bem como a outras exigências aplicáveis ao nosso sistema de gestão ambiental. Nossas unidades de geração e distribuição de energia elétrica submetem-se a auditorias internas e externas, as quais veri fi cam se as nossas atividades estão de acordo com a norma ISO 14001. A gestão ambiental das nossas atividades desenvolve-se levando em consideração nossos orçamentos e previsões realistas, objetivando sempre melhores resultados financeiros, sociais e ambientais.

Com relação a usinas hidroelétri cas e linhas de transmissão que operam a tensões superiores a 230 kV, as quais os impactos ambientais são considerados relevantes, contratamos peritos externos para elaborar estudos de impacto ambiental e fazer recomendações sobre como minimizar o impacto da obra sobre o meio-ambiente. O estudo de impacto ambiental é submetido ao IBAMA e/ou autoridades estaduais para análise e aprovação, iniciando-se o processo de licenciamento que consiste em três estágios: (1) licença prévia, que avalia a viabilidade ambiental do projeto; (2) licença de instalação, para início das obras, concedida quando da avaliação de estudo ambiental pormenorizado do projeto; e (3) licença de operação, para entrada em operação da usina/ linha de transmissão.

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No caso da instalação de subestações e linhas de distribuição e transmissão que operam a tensões inferiores a 230 kV, o procedimento para obtenção de aprovação regulatória é um pouco mais abreviado. Os requerentes podem submeter rel atório preliminar simplifi cado às autoridades governamentais estaduais e/ou federais para análise. Caso o relatório preliminar seja aprovado, as autoridades regulatóri as concedem licença prévia e o requerente pode, então, proceder à solicitação das licenças de instalação e operação. Caso as autoridades regulatórias classi fiquem o empreendimento como causador de alto impacto ambiental, podem requerer estudo e procedimento de licenciamento completos, tais como solicitado das usinas hidroelétricas.

A utilização de potencial hidroelétrico deve ser previamente aprovada pela Agência Nacional de Águas – ANA ou pela agência estadual correspondente, de acordo com o domínio do recurso hídrico.

De acordo com o Código Florestal brasileiro, a área adjacente aos reservatórios hídricos, seja natural ou arti ficial, é considerada uma área de preservação permanente, que requer autori zação prévia para sua utilização. Uma legislação complementar ao Código Florestal também obriga o operador da reserva a adquirir as áreas adjacentes a tal reservatório. O cumprimento desta obrigação poderá resultar em custos adicionais na implementação de novas usinas hidroelétricas.

O complexo processo de licenciamento ambiental está sendo revisto pelo governo federal com a cooperação de empresas do setor privado, inclusive a da nossa empresa, com a finalidade de agilizar os procedimentos para concessão de licenças de instalação e operação de obras de infra-estrutura necessárias ao desenvolvimento social e econômico do país.

Processos Administrativos

Somos parte em poucos procedimentos administrativos relacionados a infrações ambientais. A maioria desses processos é relativa a multas relacionadas a alegações de podas irregulares de árvores. Nestes casos, ou pagamos as multas ou celebramos acordos com as autoridades ambientais, encerrando os procedimentos administrativos, mediante cumprimento das obrigações contidas neste acordo. Estes procedimentos, individualmente ou em conjunto, não terão um efeito material adverso em nossa condição financeira.

Também estamos sujeitos a processos relacionados ao pedido de autorização para o funcionamento de algumas de nossas usinas hidroelétricas, incluindo uma ação civil pública proposta pelo Ministério Público no município de Caxias do Sul, requerendo uma liminar para impedir a construção do complexo hidroel étrico Rio das Antas. O pedido liminar do Ministério Público foi negado em primeira instância. O Ministério Público interpôs então agravo de instrumento com pedido de antecipação de tutela, o qual foi negado pelo tribunal de segunda instância. Não há decisão sobre o mérito desta ação nem em primeira, nem em segunda instância. Com base no parecer dos advogados contratados que cuidam desta ação, julgamos nossa possibilidade de perda remota. Não é possível prever os efeitos de uma decisão contrária nesta ação.

Programas Ambientais

Também temos uma política de implementação de programas de incentivo à conservação de energia elétrica, de modo a minimizar o impacto ambiental de longo prazo das nossas operações, tais como:

• PROCEL e Agente Mirim, os quais, por meio de um treinamento conjunto com professores estudantes, promove a conservação de energia elétrica;

• Rede Comunidade, o qual disponibiliza energia elétrica a comunidades de baixa renda, criando incentivos para consumo racional de energia elétrica;

• Programa de Efici ência Energética, o qual, por meio de verificações em indústrias, estabelecimentos comerciais, iluminação pública, prédios públicos e serviços de água e esgoto, prepara relatórios e sugere alternativas para a redução do consumo de energia e cria incentivos para a co-geração de energia el étrica e cana de açúcar;

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• Programa de Arborização Urbana, o qual fornece árvores especí ficas para o reflorestamento de áreas próximas à rede de energia. Como resultado desse processo e para minimizar os impactos do desmatamento, atualmente mantemos duas unidades de cultivo de plantas onde produzimos 160 mil mudas por ano, destinadas tanto para o cumprimento das nossas obrigações de reflorestamento como para doação para serviços de reflorestamento de vários municípios, entidades não-governamentais e associações de bairro situadas nas proximidades das áreas afetadas pelos nossos projetos; e

• Programa de Repovoamento de Rios e Reservatórios, o qual é responsável pela liberação de 300 mil alevinos por ano nas áreas afetadas pelas PCHs e nos rios que fazem part e das bacias hidrográficas de que participamos, de acordo com normas aplicáveis do IBAMA. Para esse fim, mantemos uma unidade de criação de peixes em Jaguari.

Certificações

Nosso sistema integrado de gestão envolve todas as atividades de nossas subsidiárias e desenvolve periodicamente auditorias internas e externas, além de estar comprometido com padrões de qualidade, meio-ambiente, saúde, segurança e responsabilidade social. Destacamos as seguintes práticas:

• Manutenção das certi ficações do sistema de gestão integrado relativas à qualidade, meio ambiente, saúde, segurança e responsabilidade social;

• Implementação de critérios de excelência, de acordo com os recomendados pela Fundação para o Prêmio Nacional para a Qualidade, à qual a companhia é filiada;

• Implementação das ações de melhoria diagnosticadas nos ciclos anuais do Prêmio Abradee e Prêmio Nacional de Qualidade – PNQ; e

• Participação em premiações relevantes, como forma de submeter as práticas de gestão a avaliações externas.

Destacamos as seguintes certifi cações:

CPFL Paulista e CPFL Piratininga

- Gestão da Qualidade ISO 9001:00 para os escopos:

• “ Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica”;

• “Coleta de Informações, Processamento e Apuração dos Indicadores Técnicos e Comerciais da Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica”;

• “ Operação do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica” (Centro de Operação); e

- Gestão Ambiental ISO 14001:96 para o escopo “Convivência da Rede de Distribuição Urbana de Energia Elétrica com o Meio Ambiente”.

- Gestão da Saúde e Segurança OHSAS 18001:99: (Occupational Health and Safety Assesment Series) para o escopo “ Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica”.

- Gestão de Responsabilidade Social SA 8000:01 para o escopo “ Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica”.

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CPFL Paulista

- Gestão da Qualidade ISO 9001:00 para o escopo:

• “Serviço de Teleatendimento para Consumidores de Energia Elétrica” (Call Center).

RGE

- Gestão da Qualidade ISO 9001:00 para o escopo “ Serviço de Distribuição de Energia Elétrica”.

- DNV Nível 6 do Sistema de Classificação Internacional de Segurança e Saúde Ocupacional – SCIS;

- Gestão da Saúde e Segurança OHSAS 18001:99: (Occupational Health and Safety Assesment Series) para o escopo “ Serviços de Fornecimento de Energia Elétrica, incluindo Restabelecimento de Energia, Serviços em Linha Viva e Centro de Operação da Distribuição”;

CPFL Geração

- Gestão da Qualidade ISO 9001:00 para os escopos “Geração Hidráulica de Energia Elétrica” e “ Operação do Sistema de Geração de Energia Elétri ca”;

- Gestão Ambiental ISO 14001:96 para o escopo “ Geração Hidráulica de Energia Elétrica” para todas as 19 Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs;

- Gestão da Saúde e Segurança OHSAS 18001:99: (Occupational Health and Safety Assesment Series) para o escopo “ Geração Hidráulica de Energia Elétrica”; e

- Gestão de Responsabilidade Social SA 8000:01 para o escopo “ Geração Hidráulica de Energia Elétrica”.

Tal como informado pela Social Accountability International, a CPFL Paulista e CPFL Piratininga são as únicas distribuidoras de energia elétrica que detém a certi ficação SA 8000, o que as torna as únicas no mundo certi ficadas nos quatro padrões normativos: ISO 9001 e 14001, OHSAS 18001 e SA 8000, em 20 de maio de 2004.

Premiações e Reconhecimentos

Os prêmios e reconhecimentos mais relevantes estão apresentados abaixo:

• Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Sudeste, entre as empresas que atendem mais de 400 mil consumidores, com o Prêmio IASC (Índice ANEEL de Satis fação do Consumidor), concedido pela ANEEL (2004);

• Melhor Distribuidora de Energia Elétrica do Brasil (2000, 2003), Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Sudeste (1999, 2000, 2003), Melhor Gestão Econômico-Financeira do Brasil (1999, 2000), Melhor Gestão de Responsabilidade Social do Brasil (2002, 2003) e Melhor Gestão Operacional do Brasil (2001, 2003); concedidos pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE);

• Prêmio BANAS “ Ouro” de Qualidade – Melhor desempenho na Gestão Integrada de Resultados (2003);

• Melhor Empresa de Distribuição de Energia Elétri ca do Brasil e Melhor Empresa de Distribuição de Energia Elétri ca da Região Sudeste nos últimos dois anos, concedida pela Revista Eletricidade Moderna;

• Inclusão na lista das “ 100 Melhores Empresas para Você Trabalhar” e na lista das “ 11 Melhores Empresas com Melhores Práticas de Cidadania Empresari al”, da Revista Exame, nos últimos dois anos;

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• Inclusão na lista das “ 100 Melhores Empresas para se Trabalhar na América Latina”, da Revista Você S/A, que envolveu 900 empresas de sete países (2004);

• Inclusão na lista das “ Empresas mais Certificadas no Brasil”, da Revista Banas Qualidade (2003); e

• Finalista do 17th Annual Corporate Conscience Awards 2003 – SA 8000 Responsible Workplace, conduzido pela Social Accountability International, organismo americano gestor da Norma SA 8000 (2003).

Seguro

Mantemos seguro contra prejuízos decorrent es de incêndios, raios, explosões, curtos-circuitos e interrupções de energi a elétrica em nossas diversas subest ações, usinas, edifi cações e instalações, bem como contra perdas materiais sofridas em decorrência de acidentes de trânsito. Nas usinas, seguramos nossos geradores e turbinas contra incêndios, raios, explosões, curtos-circuitos, interrupções de energia elétri ca e mau funcionamento de equipamentos. Não possuímos cobertura de seguro contra risco de interrupção das operações comerciais, pois acreditamos que o risco de interrupção de grandes proporções não justifica os prêmios. Também não temos seguro contra terremoto. Acreditamos que mantemos seguros de acordo com a prática brasileira para o ramo de negócio em que operamos. Em 2003, pagamos o total de R$2,46 milhões a título de prêmio de seguro.

Propriedade Intelectual

As atividades de nossa Companhia não dependem de patentes. A marca mais relevante que temos registrada é a marca “CPFL” e nossa logomarca. As demais marcas que detemos não são relevantes para nossas atividades.

Empregados

Em 30 de junho de 2004, tínhamos 5.413 empregados em regime de tempo integral (incluindo os empregados da RGE). A tabela a seguir apresenta o número de nossos empregados, bem como a classificação dos empregados segundo a categoria de atividade nas datas indicadas em cada uma das áreas das nossas operações. Em 30 de junho de Em 31 de de zembro de 2004 2003 2002 2001 Distribuição ...................................... 4737 4.764 4.897 4.964 Geração............................................. 114 97 110 107 Comercialização............................... 30 18 0 0 Administração................................... 532 514 547 514 Total ......................................... 5.413 5.393 5.554 5.585 Desde a privatização da CPFL Paulista, reduzimos seu número de empregados, que passou de 5.588 para 3.035 empregados, em 30 de junho de 2004, que inclui também os empregados ligados à CPFL Geração e à CPFL Brasil. O número de empregados da CPFL Piratininga foi reduzido de 1.256 em 31 de dezembro de 2001 para 1.051 em 30 de junho de 2004. Essas reduções são resultado do sucesso na reestruturação do nosso negócio, buscando a sinergia entre as empresas do grupo e a maior eficiência operacional. Com a finalidade de melhorar ainda mais a nossa eficiência operacional, a nossa produtividade e a qualidade dos nossos serviços, investimos no desenvolvimento profissional dos nossos empregados por meio de cursos técnicos, seminários, workshops e treinamento especializado. Em 2003, proporcionamos mais de 521.000 horas de treinamento, representando uma média de 96,7 horas de treinamento por empregado. Dentre os nossos principais programas de treinamento e desenvolvimento, ressaltamos os seguintes:

• CPFL Padrão, referent e as nossas operações padrão e programa de segurança para procedimentos e ferramentas relacionadas a tarefas cumpridas pelos nossos técnicos;

• Corrente Contínua, programa que objetiva o desenvolvimento de habilidades de gestão, com foco em educação continuada;

• E-learning, programa que objetiva o desenvolvimento pessoal, sendo disponibilizados 15 cursos para os nossos empregados por meio da internet e da nossa intranet; e

• Requalifi cação Profissional, também voltada para o desenvolvimento pessoal, sendo que contribuímos com 1% da nossa folha para iniciativas individuais concebidas para fortalecer as habilidades técnicas dos nossos empregados.

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Segurança no trabalho é um dos nossos valores e nossa maior prioridade em termos de gestão de pessoal. Em 2003, dedicamos mais de 209.000 horas ao treinamento para segurança no ambiente de trabalho, incluindo o Programa Segurança ao Seu Lado, o qual discute prevenção de acidentes e a importância da utilização de equipamentos de proteção individual. Esse foco na segurança no ambiente de trabalho reflet e-se na nossa baixa taxa de freqüência de acidentes que resultam na ausência do empregado que diminui de forma substancial na CPFL Paulista e CPFL Piratininga entre 2000 e 2003.

A maioria dos nossos empregados é membro de sindicatos, com os quais firmamos convenções col etivas. Renegociamos anualmente essas convenções com os dez principais sindicatos representantes de nossas diversas categori as profissionais. Em geral, aumentos de salário são concedidos anualmente. Acreditamos manter boas relações com nossos sindicatos, e não tivemos nenhuma greve nos últimos quinze anos.

Temos um Conselho de Representantes dos Empregados (exceto para a RGE), cujos membros são eleitos por nossos empregados. O Conselho é um canal de comunicação entre os nossos empregados e a nossa administração. O Presidente do Conselho também é membro dos Conselhos de Administração das nossas subsidiárias.

Proporcionamos vários benefí cios a nossos empregados. O mais significativo deles é o patrocínio da Fundação CESP, em parceria com outras dez empresas elétricas, que complementa os benefícios de aposentadori a e saúde do governo federal cabíveis a nossos empregados (exceto para a RGE). Todos os nossos empregados são elegíveis para o programa e, em 30 de junho de 2004, quase todos os nossos empregados tinham optado por participar do plano da Fundação CESP.

Em conformidade com a legislação e a nossa política de remuneração, nossos empregados são elegíveis para o nosso programa de participação nos resultados. Nosso Conselho de Administração e os acionistas devem aprovar o valor da remuneração, que é determinado em conjunto com um comitê de empregados. Recursos são alocados ao fundo de participação dos empregados anualmente, uma vez que tenhamos atingido pelo menos 80% de nossos resultados projetados para o exercício. Além disso, desenvolvemos metas de produtividade e desempenho em conjunto com os sindicatos. Essas metas ser cumpridas em 80% para que seja efetuado provisionamento integral dos recursos ao programa. Em 2003, reservamos R$18,3 milhões para o nosso Programa de Participação dos Empregados.

Ademais, parte da remuneração de cada empregado está atrelada a metas de desempenho previamente acordadas. Os empregados são avaliados com base em critérios tais como qualidade do produto de trabalho, atendimento de protocolos de segurança e produtividade. Nosso sistema de avaliação de desempenho foi concebido também para avaliar habilidades exigidas, e nos permite avaliar o desenvolvimento dos nossos empregados.

Processos Judiciais e Procedimentos Administrativos

Em 31 de dezembro de 2003, éramos part e em vári as ações judiciais, principalmente cíveis e trabalhistas. Desses processos, aproximadamente 46% envolvem a CPFL Paulista, 17% envolvem a CPFL Piratininga, 37% envolvem a RGE, um processo envolve a CPFL Geração e um processo envolve a Semesa. Ações cíveis constituem aproximadamente 68% do total de processos da CPFL Paulista e CPFL Piratininga e 36% do total dos processos da RGE. Os demais processos envolvem ações de natureza regulatória, trabalhista, fiscal e administrativa.

A CPFL Paulista e a CPFL Piratininga são parte em diversos processos que envolvem um passivo total de, aproximadamente, R$50,7 milhões, result ant e de alegações por consumidores indust riais de que determinados aumentos nas tari fas de energi a el étri ca reali zados durant e o congelamento de preços do Plano Cruzado foram irregulares. Em decorrênci a das diversas decisões dos Tribunais Superiores cont rárias à Companhia, foi provisionado um valor rel ativo ao risco tot al destes processos (aproximadamente R$50,7 milhões).

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A CPFL Paulista é parte em um processo administrativo junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE, no qual está sendo investigada uma suposta conduta anti-concorrencial relacionada à instalação de sua rede elétrica. Este processo foi suspenso por decisão judicial, visto que a CPFL Paulista apresentou uma proposta para celebrar Termo de Cessação de Prática. De acordo com a opinião de nossos consultores externos, a possibilidade de perda neste processo é remota, razão pela qual, não efetuamos qualquer provisionamento em nossas demontrações financeiras. Entretanto, uma decisão adversa poderá resultar na imposição de multa, com base em um percentual do faturamento da CPFL Paulista.

Estabelecemos reservas em nosso balanço patrimonial com base na probabilidade de perda relativa às contingências judiciais e administrativas. Para este propósito, classificamos tais perdas como remotas, possíveis ou prováveis. Os Princípios Contábeis Brasileiros e a lei brasileira nos obrigam a estabelecer reservas relacionadas apenas a perdas prováveis e, por conseguinte, é nossa política realizar reservas apenas em relação a tais processos. Em 30 de junho de 2004, nossa reserva para contingências era de aproximadamente R$305 milhões. Acreditamos que esses processos não afetarão de forma relevante a nossa situação financeira. Veja a nota explicativa n.º 13 das nossas demonstrações financeiras semestrais, objeto de revisão especial pelos auditores independentes.

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ADMINISTRAÇÃO

Nos termos de nosso Estatuto Social, somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto por doze a quatorze membros, e por nossa Diretori a, composta por seis membros. Nosso Estatuto Social prevê a constituição de um Conselho Fiscal permanente, composto por três a cinco membros. Também possuímos seis comitês: Comitê Executivo, Comitê de Auditoria, Comitê de Remuneração, Comitê de Obras, Comitê de Serviços Financeiros e Comitê de Compra e Venda de Insumos. Nossa administração é liderada por profissionais com experi ência de mais de 25 anos em posições de destaque no setor elétrico brasileiro.

Conselho de Administração

Nosso Conselho de Administração é responsável por fixar a orientação geral dos negócios. Dentre outras atribuições, é responsável por aprovar previ amente nossas políticas empresari ais e pela eleição de nossa Diretoria e supervisão do exercício de suas funções. Atualmente, é composto por doze membros e, em caso de empate em suas deliberações, nosso Presidente do Conselho tem o voto de qualidade. Nosso Conselho de Administração se reúne pelo menos uma vez por mês, ou sempre que convocado por seu Presidente.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, cada conselheiro deve ser necessariamente acionista da Companhia e pode residir fora do Brasil. Nos termos de nosso Estatuto Social, os conselheiros são eleitos em assembléia geral de acionistas com mandato de um ano, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer momento por nossos acionistas reunidos em assembléia geral extraordinária. Os atuais membros do Conselho de Administração foram eleitos em nossa Assembléia Geral realizada em 30 de abril de 2004 e seus mandatos expirarão em nossa próxima assembléia geral ordinária. O Estatuto Social da Companhia não prevê idade para aposentadoria compulsória de nossos conselheiros.

Não há nenhuma disposição em nosso Estatuto Social que restrinja (i) o poder de um conselheiro de votar proposta ou aprovar contrato no qual esteja substancialmente interessado, ou (ii) a obtenção de empréstimos por nossos conselheiros junto à nossa Companhia. Entretanto, qualquer contrato entre nossos acionistas ou partes a eles relacionadas e nossa Companhia, que exceda R$5,0 milhões, deverá ser previamente aprovado pelo Conselho de Administração. No mais, em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, os membros do Conselho de Administração estão proibidos de votar como acionistas em assembléias, e de atuar em operações ou negócios sempre que tenha interesse conflitante com o da Companhia. Nesta data, não existem contratos ou outras obrigações relevantes entre nossos administradores e a Companhia.

Em conformidade com nosso Acordo de Acionistas, seis membros de nosso Conselho de Administração foram indicados pela VBC Energi a, quatro membros indicados pela 521 Participações, e dois membros indicados pela Bonaire. Adicionalmente, o Presidente do nosso Conselho de Administração foi indicado pela VBC Energia e o Vice-Presidente pel a 521 Participações. Nosso Acordo de Acionistas prevê que, após a conclusão da Oferta Global, (i) o número de membros do nosso Conselho de Administração será aumentado a fim de permitir aos acionistas que sejam parte do Acordo o direito de nomear, conjuntamente, 12 conselheiros; e (ii) a eleição de um ou mais membros do Conselho de Administração será destinada a representantes de nossos acionistas minoritários. Veja Seção “ Principais Acionistas e Acionistas Vendedores – Acordo de Acionistas”.

Acreditamos que a composição de nosso Conselho de Administração será alterada em decorrência da conclusão da Oferta Global. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, os acionistas minoritários têm o direito de eleger pelo menos um membro do Conselho de Administração. Adicionalmente, o Sr. Carlos Ermírio de Moraes possui relação familiar com os controladores indiretos do Grupo Votorantim, o qual, por sua vez, é um dos acionistas controladores da VBC Energia, um de nossos acionistas controladores.

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A tabela a seguir contém o nome, a idade e as posições dos membros do Conselho de Administração e de seus suplentes.

Nome Idade Posição Titulares: Carlos Ermírio de Moraes 48 Presidente Joílson Rodrigues Ferreira 42 Vice-Presidente Aloisio Macário Ferreira de Souza 44 Conselheiro Carlos Alberto Cardoso Moreira 44 Conselheiro Cid Alvim Lopes de Resende 63 Conselheiro Deli Soares Pereira 54 Conselheiro Francisco Caprino Neto 44 Conselheiro Luiz Maurício Leuzinger 62 Conselheiro Mário da Silveira Teixeira Júnior 58 Conselheiro Otávio Carneiro de Rezende 49 Conselheiro Rosa Maria Said 55 Conselheiro Susana Hanna Stiphan Jabra 46 Conselheiro Suplentes: Nelson Koishi Shimada 51 Suplente Davi Ferreira Borges 45 Suplente Enéias de Assis Rosa Ferreira 59 Suplente Ivan Mendes do Carmo 41 Suplente Otávio Freitas Ferreira 52 Suplente José Carlos Ferreira Xavier 53 Suplente Luiz Carlos de Freitas 52 Suplente Jayme Hilário Mayer 65 Suplente Ricardo Malavazi Martins 40 Suplente

Resumimos abaixo as ocupações principais e currículos de nossos Conselheiros e Suplentes.

Titulares

Carlos Ermírio de Moraes. O Sr. Ermírio de Moraes graduou-se em Engenharia Metalúrgi ca na Colorado School of Mines, Colorado, Estados Unidos da América, em 1979. Atuou como Diretor de Operações em diversas empresas do Grupo Votorantim, incluindo a Companhia Níquel Tocantins e a Companhia Brasileira de Alumínio. O Sr. Ermírio de Moraes foi eleito Diretor da Companhia Cimento Portland Itaú, subsidiária da Votorantim Cimentos, em março de 1983, e atuou como Diretor Presidente no período de 1990 a 1998. O Sr. Ermírio de Moraes é sócio fundador e foi membro do Conselho de Administração da NiDI - Nickel Development Institute, em Toronto, Canadá, no período de 1985 a 1998. Ele também foi Diretor Presidente do Instituto de Metais Não Ferrosos, de 1986 a 1987, e da Associação Brasileira do Alumínio, entre 1993 e 1996. Adicionalmente, foi membro dos Conselhos de Administração da ALUNORTE – Alumina do Norte do Brasil S.A., de 1993 a 2001, da Mineração Rio do Norte, de 1997 a 2001, da VBC Energi a e da VBC Participações S.A., de 1997 a 2003. Atualmente, o Sr. Ermírio de Moraes é Presidente da Votorantim Metais, desde 1996, Diretor da Votorantim Energia Ltda., desde 1998, Presidente do Conselho Executivo da Votorantim Participações, desde 2001 e membro do Conselho de Administração da Votorantim Celulose e Papel S.A., desde 2003. Ele também é conselheiro fundador do Instituto Ayrton Senna, uma instituição dedicada ao desenvolvimento social no Brasil. O Sr. Ermírio de Moraes é Presidente dos Conselhos de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração e é membro do nosso Conselho de Administração desde 29 de março de 2000. O seu endereço comercial é Rua Amauri, 255, 13º andar, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

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Joilson Rodrigues Ferreira. O Sr. Joilson Ferreira graduou-se em Direito pela Universidade de São Paulo – USP, em 1989. Atualmente, é Secretário Executivo da Diretoria de Mercado de Capitais do Banco do Brasil S.A. e atua no Banco do Brasil desde 1996, onde foi Diretor da Caixa de Assistência dos Funcionários do Banco do Brasil – CASSI. Ele também foi Diretor Substituto da Diretoria de Participações e da Diretori a de Administração da PREVI. O Sr. Joilson Ferreira é, desde 2002, membro suplente do Conselho de Administração da Telemar. Ademais, foi Chefe de Gabinet e da Presidência da Previ. O Sr. Joilson Ferreira é vice-presidente do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Geração e da CPFL Piratininga e membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2003. O seu endereço comercial é na Praia do Botafogo, 501, 4º andar, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

Aloísio Macário Ferreira de Souza. O Sr. Aloísio de Souza graduou-se em Ciências Contábeis pela Universidade de Brasília – UNB, em 1984, e possui especialização em Gestão de Bancos Comerciais e de Investimento, pelo Citibank N.A. – Estados Unidos da América, em 1992, e em Modelagem Avançada de Avaliação de Empresas pela CEFET – Rio de Janeiro, em 2003. Desde 1978, o Sr. Aloísio de Souza vem acumulando diversas posições no Banco do Brasil e foi Assessor do Departamento de Contabilidade Internacional e da Mesa de Mercado de Capitais. Atualmente, é gerente de Governança Corporativa da PREVI. Ademais, o Sr. Aloísio de Souza atuou como Consultor dos consórcios vencedores no processo de privatização da COELBA, da COSERN e da Tele Centro-Oeste Celular. O Sr. Aloísio de Souza também é membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração, RGE e da Semesa e é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2003. O seu endereço comerci al é Praia do Botafogo, 501, 4º andar, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

Carlos Alberto Cardoso Moreira. O Sr. Carlos Moreira é graduado em Administração de Empresas pela Universidade Católica de São Paulo. De maio de 1984 a abril de 1988, atuou como Analista de Investimentos Sênior no Credibanco e, posteriormente, como Vice-Presidente Residente do Citibank N.A., de maio de 1988 a maio de 1992. Ademais, ele atuou como Diretor de Investidores Institucionais no Banco BMC S.A.. Desde junho de 2000, o Sr. Carlos Moreira é Diretor Financeiro da Fundação Sistel de Seguridade Social – SISTEL. Ele é membro da Comissão Técnica Nacional de Investimentos e membro do Conselho de Administração do empreendimento World Trade Center, em São Paulo, Diretor da Bonaire e membro do Conselho de Administração da Embraer – Empresa Brasileira de Aeronáutica S.A.. O Sr. Carlos Moreira é membro dos Conselhos de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração e é membro do nosso Conselho de Administração desde 30 de abril de 2004. O seu endereço comercial é SEPS EQ. 702/902, conj. B – Bloco A, 2º andar, na Cidade de Brasília, Distrito Federal.

Cid Alvim Lopes de Resende. O Sr. Cid Resende é graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Minas Gerais, em 1968. Foi membro do Grupo Camargo Corrêa, onde atuou como Gerente de Engenharia, de 1978 a 1996, e como Assessor da Diretoria, de 1996 a 2002. Desde 2002, o Sr. Cid Resende é Consultor da Camargo Corrêa Energia S.A.. Atualmente é membro dos Conselhos de Administração do CESTE – Consórcio Estreito de Energia S.A., da ETAU – Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S.A., da VBC Participações S.A., da VBC Energia, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração e da Baesa e é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2003. O seu endereço comercial é na Rua Funchal, 160, bloco 9, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Deli Soares Pereira. O Sr. Deli Pereira é graduado em Ciências Sociais pela Universidade de São Paulo – USP, em 1977. Ele foi membro do Conselho de Administração da Tigre Tubos e Conexões S.A., e da Caixa de Assistência dos Funcionários do Banco do Brasil – CASSI. Atualmente, o Sr. Deli Pereira é membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração e é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2004. O seu endereço comercial é na Praça da República, 468, 3º andar, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Francisco Caprino Neto. O Sr. Francisco Neto é graduado em Engenharia Metalúrgica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – USP, em 1983, com mestrado junto a mesma instituição em 1992. Ao longo de sua carrei ra, o Sr. Francisco Neto acumulou diversos cargos em várias empresas do setor privado, tais como Chefe de Departamento de Engenharia de Processos e Assessor de Planejamento e Controle da Siderúrgica J.L. Aliperti S.A., Coordenador de Processos Metalúrgicos da Aços Villares S.A., e Gerent e de Planejamento da Camargo Corrêa S.A.. Atualmente, o Sr. Francisco Neto é Diretor Superintendente da Camargo Corrêa Energia S.A. e da Camargo Corrêa Transportes S.A.. Ademais, é membro dos Conselhos de Administração da VBC Participações S.A., da VBC Energia, da Companhia de Concessões Rodoviárias – CCR, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração e da RGE. O Sr. Francisco Neto é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2000. O seu endereço comerci al é na Rua Funchal, 160, bloco 9, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

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Luiz Maurício Leuzinger. O Sr. Luiz Maurício Leuzinger é graduado em Engenheira Elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, em 1965, com mestrado em engenharia el étrica pelo Illinois Institute of Technology, em Chicago, Estados Unidos da América, em 1968. Também realizou diversos cursos de especialização, dos quais se destacam o de Engenharia Econômica pelo Illinois Institute of Technology, e Administração Financeira, pela Fundação Getúlio Vargas – FGV, em 1979. Atuou em Furnas Centrais Elétricas S.A. como Assistente da Diretoria Financeira e, posteriormente, como Superintendente Financeiro. Foi Diretor Financeiro da NUCLEN - Nuclebrás Engenharia S.A., uma subsidiária da ELETROBRÁS, e foi Diretor Superintendente da Fundação Real Grandeza. O Sr. Luiz Maurício Leuzinger foi Sócio Diretor da Toronto Representações e da RHL Consultores. De 1992 a 1997, o Sr. Luiz Maurício Leuzinger atuou como Consultor, principalmente junto à Engevix e ao Banco Bradesco, em diversos trabalhos relacionados à reorganização e privatização de empresas do setor elétrico. Ademais, foi Diretor Presidente da RGE de outubro de 1997 a janeiro de 1998. Atualmente, o Sr. Luiz Maurício Leuzinger é Diretor da Bradespar S.A. e da Bradesplan Participações S.A., Presidente do Conselho de Administração da RGE e membro dos Conselhos de Administração da VBC Participações S.A., da VBC Energia, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração. O Sr. Luiz Maurício Leuzinger é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2000. O seu endereço comercial é na Avenida Paulista, 1.450, 9º andar, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Mário da Silveira Teixeira Júnior. O Sr. Mário Teixeira Júnior é graduado em Engenharia Civil e em Administração de Empresas pela Universidade Mackenzie. Em 1971, ingressou na Bradesco S.A. Corretora de Títulos e Valores Mobiliários, tendo sido Diretor no período de 1983 a 1984, quando foi eleito Diretor Depart amental do Banco Bradesco S.A.. Em 1992, foi eleito Diretor Gerente, em 1998, Diretor Vice-Presidente e, de 1999 a 2001 foi membro do Conselho de Administração, tendo sido reconduzido ao cargo em 2002. Na Bradesplan Participações S.A., foi Diretor no período de 1998 a 1999; membro do Conselho de Administração de 1999 a 2001; Diretor Presidente de 2001 a 2002, retornando ao cargo de membro do Conselho de Administração em 2002. No período de 2001 a 2002, foi Diretor-Presidente da Bradespar S.A., e em 2002, retornou ao Conselho de Administração, cargo que já havia ocupado no período de 2000 a 2001. Foi membro do Conselho de Administração da Net Serviços S.A. (de 1998 a 2000), da Latasa S.A (de 1992 a 2000) e da São Paulo Alpargatas S.A. (de 1996 a 1999). Atualmente, é membro dos Conselhos de Administração da VBC Energi a e da VBC Participações S.A, tendo ocupado anteriormente o cargo de Presidente do Conselho de Administração, e da Companhia Vale do Rio Doce e Valepar S.A., tendo ocupado anteriormente o cargo de Vice-Presidente do Conselho de Administração. Ele é membro efetivo do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração. O Sr. Mário Teixeira Júnior é membro do nosso Conselho de Administração desde 30 de agosto de 2001. O seu endereço comercial é na Cidade de Deus, s/n, Vila Yara, na Cidade de Osasco, Estado de São Paulo.

Otávio Carneiro de Rezende. O Sr. Otávio de Rezende é graduado em Economia pela Faculdade Cândido Mendes, e possui MBA pela APG Amana Key, em 1993. Ele acumulou diversas posições em companhias, tais como o Banco Bozano Simonsen, de 1985 a 1993, e o Banco Nacional, de 1993 a 1995. O Sr. Otávio de Rezende foi Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Serra da Mesa Energia S.A. e da Bandeirante Energia S.A., de 1998 a 2000. Ainda, no período de 2000 a 2002, foi Diretor Financeiro da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração. Atualmente, o Sr. Otávio de Rezende é Diretor da Votorantim Energia S.A. e membro dos Conselhos de Administração da VBC Participações S.A., da VBC Energia, do Grupo de Empresas Associadas Serra do Facão, do Consórcio Empresarial Pai Querê, do Consócio Empresarial Salto Pilão, da Machadinho Energética, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração, da ENERCAN e da BAESA e é membro do nosso Conselho de Administração desde 18 de dezembro de 2002. O seu endereço comerci al é na Praça Ramos de Azevedo, 254, 6º andar, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Rosa Maria Said. A Sra. Rosa Maria Said graduou-se em Pedagogia pela Notre Dame University, em 1978, com pós-graduação em Gestão de Recursos Humanos pela Fundação Getúlio Vargas do Distrito Federal – FGV/DF, em 1993. A Sra. Rosa Maria Said possui também MBA em Marketing pela Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, em 1998, e mestrado em Engenharia da Produção pela Universidade Federal de Santa Catarina, em 2003. Desde 1990, ela ocupa diversas posições no Banco do Brasil, tendo atuado como Consultora Sênior da Diretoria de Planejamento Estratégico e Marketing Executivo. Atualmente é Diretora de Gerenciamento de Pessoal. A Sra. Rosa Maria Said é membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Geração e da CPFL Piratininga e é membro do nosso Conselho de Administração desde 28

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de abril de 2003. O seu endereço comerci al é SQS 416, Bloco J, Apto. 307, na Cidade de Brasília, Distrito Federal.

Susana Hanna Stiphan Jabra. A Sra. Suzana Jabra é graduada em Economia pela Universidade de São Paulo – USP, em 1979, e possui MBA em finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (IBMEC), em 1999. Ela atua na área de finanças e economia há mais de 25 anos, principalmente em empresas de médio e grande port e. Atualmente, a Sra. Suzana Jabra é Administradora de Investimentos de Capital da Fundação Petros e membro de dois comitês dessa fundação, o Comitê de Investimentos e o Comitê de Valuation. Ela também é membro adjunto do Conselho de Administração da Telenorte Celular e do Fundo Newtel, bem como membro do conselho consultivo do Fundo de Gestão de Ativos da CSFB Brasil. Adicionalmente, a Sra. Suzana Jabra é membro dos Conselhos de Administração da Bonaire Participações, da Fator Sinergia Fundo de Investimentos, da CPFL Paulista, da CPFL Geração e da CPFL Piratininga. A Sra. Susana Jabra é membro do nosso Conselho de Administração desde 28 de abril de 2003. O seu endereço comercial é Rua do Ouvidor, 98, 8º andar, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

Suplentes

Nelson Koishi Shimada. O Sr. Nelson Shimada graduou-se em Engenharia de Produção pel a Universidade de São Paulo – USP, em 1977, e em Economia pela Faculdade de Administração de São Paulo, em 1980. De 1980 a 1989, atuou como Diretor da Usina Costa Pinto. Desde 1989, acumulou diversas posições dentro do grupo Votorantim. Em 1989 foi Diretor Financeiro da Votorantim Cimentos Ltda.. Ademais, atuou como Diretor Corporativo Financeiro da S.A. Indústrias Votorantim de 1999 a 2002, Diretor da Hejoassu Adm. S.A., de 2002 a 2004. Atualmente, O Sr. Nelson Shimada é Presidente da VBC Energia e Vice – Presidente da Votorantim Internacional. O seu endereço comerci al é na Praça Professor José Lannes, nº 40, 7º andar, conjunto 72, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Davi Ferreira Borges. O Sr. Davi Borges graduou-se em Estatística pela Universidade de Brasília, com especialização em Estatística e Métodos Quantitativos pela mesma Universidade, em 1984. O Sr. Davi Borges também possui MBA em Finanças pela Universidade de São Paulo, em 1988, e participou do Curso de Governança Corporativa ministrado pela Universidade de São Paulo, em 2000. O Sr. Davi Borges vem acumulando diversas posições no Banco do Brasil, tal como Gerente de Divisão e, desde 2001, é Analista Master desta Instituição. Ademais, atuou como Conselheiro Suplente da CIBRASEC – Companhia Brasileira de Securitização, representando o BB Banco de Investimentos S.A., de maio de 2000 a abril de 2003. Atualmente, o Sr. Davi Borges atua na Diretoria de Finanças. O seu endereço comercial é SBS, Edifício Sede III, 5º andar, na Cidade de Brasília, Distrito Federal.

Enéias de Assis Rosa Ferreira. O Sr. Enéias graduou-se em Licenciatura Plena em Matemática pelo Centro de Ensino Universitário de Brasília, em 1976, e é bacharel em Direito pela Faculdade Padre Anchieta de Ensino, em 1998. O seu endereço comercial é na Avenida Francisco Pereira de Castro, 10, na Cidade de Jundiaí, Estado de São Paulo.

Ivan Mendes do Carmo. O Sr. Ivan Carmo graduou-se em Economia pela Associação de Ensino Uni ficado do Distrito Federal – AEUDF, e possui pós-graduação em Economia “ lato sensu” pela EPGE/FGV, ambos em 1986, e também pós-graduou-se em Finanças (MBA) pelo Instituto de Mercado de Capitais, em 1994. O Sr. Ivan Carmo acumulou diversas posições na Fundação SISTEL de Seguridade Social, onde atuou como Gerente da Divisão de Aplicações Financeiras, Gerente da Divisão Avaliação e Controle de Investimentos e, posteriormente, foi Gerent e da Divisão de Análise de Investimentos em Renda Variável e Gerente do Depart amento de Administração da Cart eira de Renda Variável. Atualmente, o Sr. Ivan Carmo atua como Gerente do Depart amento de Gestão de Investimentos desta Fundação. O seu endereço comercial é SEPS EQ. 702/902, conj. B, bloco A, 2º andar, na Cidade de Brasília, Distrito Federal.

Otávio Freitas Ferreira. O Sr. Otávio Ferreira graduou-se em Engenharia Civil pela Escola Politécnica da USP, em 1975, e possui Mestrado em Administração das Construções, pela University of Michigan, em 1977. Entre 1977 e 1978, atuou como engenheiro orçamentista na Construtora Ferreira Guedes. O Sr. Otávio Ferreira é membro do Grupo Camargo Corrêa, onde atuou, de 1978 a 2001, como Engenheiro de Obra e, desde 2001 até a presente data, atua como Superintendente de Projetos. O seu endereço comercial é na Rua Funchal, 160, bloco 9, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

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José Carlos Ferreira Xavier. O Sr. José Carlos Xavier graduou-se em Licenciatura e Matemática pelo Instituto de Matemática da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, em 1982, e pós-graduou-se em MBA – Executivo em Finanças e MBA – Mestrado em Finanças, pelo IBMEC – RJ, em 1992. O seu endereço comerci al é na Rua Senador Dantas, 105, 36º andar, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

Luiz Carlos de Freitas. O Sr. Luiz Freitas graduou-se em Ciências Contábeis pelas Faculdades de Ciências Econômicas e Administrativas de Osasco. De 1973 a 2000, atuou no Banco Bradesco S.A., onde ocupou diversas posições. Desde 2001, o Sr. Luiz Freitas é Superintendente da Bradespar S.A.. O seu endereço comerci al é na Avenida Paulista, 1.450, 9º andar, na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo.

Jayme Hilário Mayer. O Sr. Jayme Mayer graduou-se em Análise da Situação Econômica pela Fundação Getúlio Vargas – FGV, em 1985, e participou do curso Intensivo de Psicologia no Trabalho, ministrado pela Faculdade de Ciências Econômicas de Bento Gonçalves, em 1976. O seu endereço comercial é na Rua Marquês do Pombal, 1.824, conj. 307, na Cidade de Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul.

Ricardo Malavazi Martins. O Sr. Ricardo Martins graduou-se em Economia pela Universidade Estadual de Campinas – UNICAMP, e possui créditos de Mestrado pela mesma Universidade. Atualmente, o Sr. Ricardo Martins é Diretor da Bonaire e da Companhia Petrolí fera Marlim e Marlim Participações. Ademais, é Diretor Financeiro e de Investimentos da Fundação Petrobras de Seguridade Social – Petros. Também atua no Conselho Fiscal da Tele Norte Leste Participações S.A., no Conselho de Administração da Coteminas e como suplente do Conselho de Administração da Solpart e CPFL Paulista. Adicionalmente, o Sr. Ricardo Martins é membro da Comissão Técnica da Abrapp – Associação Brasileira das Entidades Fechadas de Previdência Complementar, membro do Comitê de Governança Corporativa da Câmara Americana e membro da Câmara Consultiva de Índice de Ações e ADRs da Bolsa de Mercadori as & Futuros. O seu endereço comercial é na Rua do Ouvidor, 98, 9º andar, na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro.

Diretoria Executiva

Nossa Diretoria Executiva é responsável pela administração cotidiana das nossas operações. Nos termos do nosso Estatuto Social, nossa Diretoria é composta por seis membros eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de três anos, permitida a reeleição.

A tabela a seguir contém o nome, a idade e a posição de cada um de nossos Diretores, eleitos em 28 de agosto de 2002, exceto o Sr. José Antonio Filippo, que foi eleito em 30 de junho de 2004.

Nome Idade Cargo Wilson Ferreira Junior 45 Diretor Presidente Helio Viana Pereira 50 Vice-Presidente de Distribuição

José Antonio de Almeida Filippo 43 Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores

Miguel Normando Abdalla Saad 54 Vice-Presidente de Geração Paulo Cezar Coelho Tavares 50 Vice-Presidente de Gestão de Energia Reni Antonio da Silva 54 Vice-Presidente de Estratégia e Regulação

Apresentamos a seguir breve descri ção biográfi ca de cada um dos nossos Diretores.

Wilson P. Ferreira Junior. O Sr. Wilson Ferreira Junior é graduado em Engenharia Elétri ca, em 1981, e em Administração de Empresas, em 1983, pela Universidade Mackenzie, com mestrado em Energia pela Universidade de São Paulo – USP. O Sr. Wilson Ferreira Junior possui diversos cursos de especialização, tais como Engenhari a de Segurança do Trabalho, na Universidade Mackenzie, em 1982; Marketing, na Fundação Getúlio Vargas – FGV, em 1988, e Administração de Distribuição de Energia Elétrica, na Swedish Agency for International Technical and Economic Co-operation Vattenfall (Swedish Power Co.), na Suécia, em 1992. Ele acumulou diversas posições na Companhia Energética de São Paulo – CESP, onde foi Diretor de Distribuição de 1995 a 1998. No período de 1998 a 2000, foi Diretor Presidente da RGE e, de 2000 a 2001, foi Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia. Foi Presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energi a Elétrica – ABRADEE e é Vice-Presidente da Associ ação Brasileira de Infra-Estrutura e Indústri as de Base – ABDIB. É autor de diversos artigos publicados em jornais e revistas especializadas, tais como Spectrum/IEEE, Eletricidade Moderna, Qualimetria e São Paulo Energia, nas áreas de Gestão e Desempenho Empresarial, Gestão pel a Qualidade Total, Conservação de Energia, Operação e

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Manutenção de Sistemas de Distribuição e Engenharia da Qualidade. Participou de vári as missões para avaliação de técnicas e processos ligados ao setor elétrico (Estados Unidos, Europa e Japão) e foi Professor de cursos de especialização de profissionais do setor elétrico (Convênio Eletrobrás e Universidade Mackenzie), nas áreas de Qualidade Total, Marketing, Aplicação e Conservação de Energia, e Manutenção e Operação do Sistema de Distribuição. Ele recebeu, por três anos consecutivos (2001, 2002 e 2003), o título de “ Executivo de Valor” do setor de energia, prêmio oferecido pelo jornal Valor Econômico. Atualmente, o Sr. Wilson Ferreira Junior é Presidente do Conselho de Administração do ONS. Em março de 2000, assumiu a posição de Diretor Presidente da CPFL Paulista e, posteriormente, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração, da CPFL Brasil e da CPFL Centrais Elétricas. Ele também é membro do Conselho de Administração da Semesa e da Foz do Chapecó. O Sr. Wilson Ferreira Junior é Diretor Presidente da nossa Companhia desde 28 de agosto de 2002.

Hélio Viana Pereira. O Sr. Hélio Pereira é graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de Engenhari a de It ajubá – EFEI, em 1976, e possui especialização em Engenhari a da Qualidade Industri al pela Universidade Estadual de Campinas e pós-graduação em Gestão de Negócios de Energia Elétrica pela Fundação Getúlio Vargas – FGV e pela Universidade de São Paulo – USP. Atuou na Eletrobrás, como Engenheiro do Departamento de Eletri ficação Rural, de 1976 a 1978. Do período de 1978 a 1981, o Sr. Hélio Pereira atuou como Engenheiro da Área de Estudos de Redes Subterrâneas e Gerent e da Divisão de Iluminação Pública na Companhia de Eletricidade de Brasília – CEB e posteriormente, do período de 1984 a 1989, ocupou diversos cargos, tais como Supervisor de Controle Operacional e Gerente de Operação nesta companhia. Adicionalmente, atuou como Gerente do Depart amento de Planejamento e Moderni zação na CPFL Paulista, no período de maio a agosto de 2000 e, desde setembro de 2000, ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente de Distribuição da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga. O Sr. Hélio Pereira é Diretor Vice-Presidente de Distribuição da Companhia desde 28 de agosto de 2002.

José Antonio de Almeida Filippo. O Sr. José Antonio Filippo é graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, em 1983, e possui pós-graduação em Finanças pelo IAG – Instituto de Administração e Gerência, em 1984. Cursou o Program of Management Development no IBMEC– “Sociedade de Desenvolvimento Empresarial ”, em 1990 e o Program for Management Development na Harvard Business School, Boston, em 1999. O Sr. José Antonio Filippo foi Diretor Administrativo Financeiro da Gafisa Imobiliária S.A., de 1990 a 1995, Gerente Financeiro Corporativo da Reynolds Latas de Alumínio S.A. – LATASA, de 1995 a 2000, e atuou como Diretor Financei ro para a América Latina da Ingersoll-Rand do Brasil Ltda., no período de março de 2000 a junho de 2004. O Sr. José Antonio Filippo é Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração; Diretor Vice-presidente Financeiro da CPFL Brasil e da CPFL Centrais Elétricas e Diretor Administrativo-Financeiro da Semesa e da Foz do Chapecó. O Sr. José Antonio Filippo é Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores da nossa Companhia desde 30 de junho de 2004.

Miguel Normando Abdalla Saad. O Sr. Miguel Saad é graduado em Engenharia Civil pela Universidade de São Paulo – USP, em 1973. Ele acumulou diversos cargos na Companhia Energética de São Paulo – CESP, no período de 1974 a 2000, dentre os quais os de Engenheiro Chefe do Setor de Concreto do Laboratório de Engenhari a Civil, Gerente da Divisão de Recursos Hídricos e Térmicos, Gerente Adjunto do Departamento de Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico e Gerente do Departamento de Construção e Contratos. Em 1978, foi membro visitante da University of California – Berkeley, no Departamento de Engenhari a Civil. Durante o período de 1978 a 1990, foi membro do American Concrete Institute e membro do Instituto Brasileiro de Concreto, tendo atuado nos Comitês de Tecnologia de Concreto e Construção. O Sr. Miguel Saad também atuou como Presidente do Núcleo São Paulo do Comitê Brasileiro de Grandes Barragens, de 1994 a 1997. Atualmente, o Sr. Miguel Saad é Diretor Vice-Presidente de Geração da CPFL Geração e de suas controladas, CPFL Centrais Elétricas e SEMESA. Ademais, ele é Presidente do Conselho de Administração da BAESA, ENERCAN e CERAN e Diretor Superintendente da Foz do Chapecó. O Sr. Miguel Saad é nosso Diretor Vice-Presidente de Geração desde 28 de agosto de 2002.

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Paulo Cezar Coelho Tavares. O Sr. Paulo Cezar Tavares é graduado em Engenhari a Elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco -UFPE, em 1977, e possui mestrado em sistemas de potência pela Unicamp, em 1988, e MBA em Finanças pelo IBMEC – RJ, em 1998. É professor de métodos computacionais aplicados a sistemas de potência na UFPE, desde 1988. Trabalhou como engenheiro, e nas funções de Gerente da Divisão de Planejamento Elétrico e Gerente do Departamento de Comerci alização e Planejamento Elétrico e Energético na CHESF. Trabalhou na Eletrobrás como Assistente Executivo da Diretoria de Operação de Sistema, responsável pelo Programa Nacional de Conservação de Energia (PROCEL) e pela área de Distribuição Urbana e Rural, atuou também como Secretário Executivo Adjunto do PROCEL. Negociou e coordenou a execução de diversos acordos e projetos internacionais de cooperação, na área de efici ência energética, com instituições como: Banco Mundial/USA; USAID/USA; ACEEE/USA; CIDA/CANADA; ETSU/U.K; ALURE/COMUNIDADE EUROPÉIA. Recebeu o Award 2000 on Climate Technology Leadership da Agência Internacional de Energia (IEA), em novembro de 2000, em Hague, Holanda. Foi membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN e Companhia Energética de Pernambuco - CELPE. Foi Vice-Presidente de Desenvolvimento Corporativo e Presidente da CELPE, distribuidora de energia elétri ca do Estado de Pernambuco e, posteriormente, foi Presidente da GCS, comercializadora de energia e gás do Grupo Guaraniana. Atualmente, é Presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica–ABRACEEL, exerce o cargo de Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia da CPFL Paulista, da CPFL Geração, da CPFL Piratininga, da CPFL Brasil , da CPFL Centrais Elétricas e é Diretor da Foz do Chapecó. O Sr. Paulo Cezar Tavares é o Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia da Companhia desde 28 de agosto de 2002.

Reni Antonio da Silva. O Sr. Reni Silva é graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora, em 1974, e possui especialização em Administração de Empresas pelo Instituto Superior de Administração da Universidade Católica de Curitiba, em 1997, em parceria com a Escola de Administração da University of Texas, na cidade de Austin. Participou de vários cursos de especialização, tais como Gestão de Empresas de Distribuição pela EDF/França, Competição no Mundo Globalizado na Escola de Administração da University of Texas, entre outros. Estagiou em diversas empresas distribuidoras de energia elétrica na França, Itália, Inglaterra, Bélgica e Portugal. Adicionalmente, o Sr. Reni Silva participou do Conselho do Mercado Atacadista de Energia - COMAE, foi Diretor Comerci al da Escelsa e da Enersul, entre 1998 e 2001, e Superintendente Comercial da COPEL, entre 1996 e 1998. Ainda, o Sr. Reni Silva foi membro do Núcleo Executivo da Câmara de Gestão da Crise de Energi a Elétrica – GCE, membro do Conselho Executivo do MAE (COEX), e membro do Conselho de Administração do ONS. Atualmente, o Sr. Reni Silva é Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração e da CPFL Brasil. Ele é Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação da Companhia desde 28 de agosto de 2002.

Conselho Fiscal

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o Conselho Fiscal é um órgão independente da administração e da auditoria externa da empresa. O nosso Conselho Fiscal é permanente, embora a Lei das Sociedades por Ações permita que o conselho fiscal não seja permanente, podendo ser constituído por, no mínimo, três e, no máximo, cinco membros. As principais atribuições do Conselho Fiscal são fiscalizar os atos dos administradores, examinar e opinar sobre as demonstrações financeiras do exercício social. A Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho Fiscal recebam remuneração não inferior a 10% do que, em média, for atribuído aos diretores da companhia, não computados benefí cios, verbas de representação e participação nos lucros. De acordo com a referida Lei, os acionistas minoritários que represent em, em conjunto, no mínimo 10% ou mais das ações com direito a voto, têm direito de eleger, separadamente, um membro do Conselho Fiscal.

Não podem ser eleitos para o Conselho Fiscal membros que façam parte dos órgãos de adminsitração e empregados da companhia ou de sociedade control ada ou do mesmo grupo e o cônjuge ou parente dos nossos administradores. O nosso Conselho Fiscal é composto por cinco membros.

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A tabela a seguir contém o nome, a idade e a posição de cada um dos membros de nosso Conselho Fiscal e seus respectivos suplentes, eleitos em 30 de abril de 2004. Os mandatos dos nossos atuais membros, bem como se seus suplentes, expirarão em nossa próxima assembléia geral ordinária que ocorrerá em 2005.

Nome Idade Cargo Titulares: Inácio Clemente da Silva 54 Membro Ramón Pérez Arias Filho 39 Membro Sérgio Paulo Silva 60 Membro Mário Felício Junior (1) 49 Membro Martin Roberto Glogowsky 50 Membro Suplentes: Daniela Corci Cardoso 31 Suplente Márcio José Ferreira 41 Suplente Alderedo Dias Alves 56 Suplente Carlos Henrique Pecorino 47 Suplente

(1) O Sr. Felício está substituindo o Sr. Milton Murakami, que renunciou ao Conselho Fiscal em 4 de junho de 2004, até a eleição de seu substituto.

Apresent amos a seguir breve descri ção biográfi ca de cada um dos nossos conselheiros fiscais e de seus suplentes.

Titulares

Inácio Clemente da Silva. O Sr. Inácio Silva graduou-se em Economia, pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo – USP, em 1975, e possui pós-graduação em Administração de Empresas (concent ração em administração financeira) pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo – FGV, em 1984.

Ramón Pérez Arias Filho. O Sr. Ramón Arias Filho graduou-se em Administração de Empresas pela FEA – USP (ênfase em Finanças), em 1988.

Sérgio Paulo Silva. O Sr. Sérgio Silva graduou-se em Ciências Contábeis pela UNINCOR – Três Corações (MG), em 1979.

Mário Felício Junior. O Sr. Mário Felício Junior é graduado em Ciências Físicas e Biológicas pela FACLEPP, em 1976, e possui especialização em Matemática pela mesma Universidade. Ele também possui especialização em Administração Financeira pela Fundação Armando Álvares Penteado – FAAP, em 1982. Ademais, o Sr. Mário Felício Junior possui Formação Geral para Altos Executivos em Administração pela USP, especialização em Gestão Empresarial pelo Instituto Toledo de Ensino de Presidente Prudente, ambas em 1999, e especialização em Negócios, Finanças e Economia e Produção pelo mesmo Instituto, em 2002. Ele também possui MBA em Finanças pela PUC-RJ, em 2003.

Martin Roberto Glogowsky. O Sr. Martin Glogowsky é graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC, e em Administração de Empresas pel a Fundação Getúlio Vargas – FGV.

Suplentes

Daniela Corci Cardoso. A Sra. Daniela Cardoso graduou-se em Administração de Empresas pela FEA – USP, pós-graduou-se em Mercado de Capitais pela FIPECAFI – USP, e em Finanças Corporativas (MBA) pelo IBMEC.

Márcio José Ferreira. O Sr. Márcio Ferreira graduou-se em Ciências Contábeis pela Faculdade de Moacyr Sreder Bastos – RJ, em 1985, e pós-graduou-se em Finanças (MBA) pelo IBMEC.

Alderedo Dias Alves. O Sr. Alderedo Alves graduou-se em Administração de Empresas pela Faculdade de Administração e Ciências Contábeis de Guarulhos, em 1975.

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Carlos Henrique Percorino. O Sr. Carlos Pecorino graduou-se em Ciências Contábeis, pela Universidade São Francisco – USF, pós-graduou-se em Perícias Contábeis, pela Fundação Escola e Comercio Alvarez Penteado, e em Finanças (MBA), pela Universidade de São Paulo/FIPECAFI – FEA – USP.

Comitês de Assessoria do Conselho de Administração

Possuímos seis comitês: Comitê Executivo, Comitê de Auditoria, Comitê de Remuneração, Comitê de Obras, Comitê de Serviços Financeiros e Comitê de Compra e Venda de Insumos. Nosso Comitê de Auditoria e o Comitê de Remuneração estão instalados em carát er permanente.

Comitê Executivo

Nosso Comitê Executivo é responsável pela análise e elaboração de propostas relacionadas aos nossos planos estratégicos e operacionais. Os membros que compõe este comitê são: Otávio Carneiro de Rezende, Francisco Caprino Neto, Luiz Maurício Leuzinger, Arthur Prado da Silva, Aloísio Macário Ferreira de Souza e Martin Glogowsky.

Comitê de Auditoria

O Comitê de Auditoria é responsável pela coordenação dos trabalhos relacionados à auditoria interna, pela indicação dos auditores independentes, quando necessário, e pela apresentação, ao nosso Conselho de Administração, de parecer referente as demonstrações financeiras e às áreas sujeitas a processos de auditoria interna. Os membros que compõe este comitê são: Ramón Pérez Arias Filho, Carlos Henrique Pecorino, Marcelo Santos Dall’occo e Paulo Ricardo Ultra Soares.

Comitê de Remuneração

O Comitê de Remuneração é responsável pelo processo de seleção do Diretor Presidente e pela avaliação de todos os Diretores (inclusive do Diretor Presidente), recomendando eventuais destituições, o nível de remuneração e o valor dos bônus com base nos lucros disponíveis, dependendo do desempenho. Os membros que compõe este comitê são: Carlos Ermírio de Moraes, Francisco Caprino Neto, Luiz Maurício Leuzinger, Rosa Maria Said, Joilson Rodrigues Ferreira e Carlos Alberto Moreira.

Comitê de Obras

O Comitê de Obras é responsável pela avaliação do processo de seleção de prestadores de serviços de construção, de contratos com valor superior a R$10 milhões, emitindo pareceres acerca da melhor proposta. Os membros que compõe este comitê são: Márcio José Ferreira, Ramón Pérez Arias Filho, Gilmar Ribeiro e Carlos Eduardo Reich.

Comitê de Serviços Financeiros

O Comitê de Serviços Financeiros é responsável pel a avaliação do processo de seleção dos prestadores de serviços financeiros, de contratos com valor superior a R$10 milhões, emitindo pareceres acerca da melhor proposta. Os membros que compõe este comitê são: Ramón Pérez Ari as Filho, Carlos Eduardo Reich, Arthur Prado Silva e Nelson Shimada.

Comitê de Compra e Venda de Insumos

Nosso Comitê de Compra e Venda de Insumos é responsável pela avaliação do processo de seleção de prestadores de serviços de contratos em valor superior a R$5 milhões que possam envolver part e relacionada, emitindo pareceres acerca da melhor proposta. É também responsável pelo monitoramento da celebração de contratos de venda de energi a em valor superior a R$5 milhões a uma parte rel acionada, a fim de garantir que as condições de mercado vigentes sejam observadas. Os membros que compõe este comitê são: Márcio José Ferreira, Ramón Pérez Arias Filho, Aloísio Macário Ferreira de Souza e Carlos Henrique Pecorino.

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Titularidade de Ações

A tabela abaixo indica o número de ações detidas direta ou indiretamente pelos nossos Conselheiros e Diretores, ou sobre as quais os nossos Conselheiros e Diretores exercem controle, e o percentual que suas participações individuais representam no capital social de nossa Companhia em 30 de junho de 2004.

Conselheiros Número de

Ações Percentual do

Capital Social (1) Carlos Ermírio de Moraes 1 –

Joílson Rodrigues Ferreira 1 –

Aloisio Macário Ferreira de Souza 1 –

Carlos Alberto Cardoso Moreira 1 –

Cid Alvim Lopes de Resende 1 –

Deli Soares Pereira 1 –

Francisco Caprino Neto 1 –

Luiz Maurício Leuzinger 1 –

Mário da Silveira Teixeira Júnior 1 –

Otávio Carneiro de Rezende 1 –

Rosa Maria Said 1 –

Susana Hanna Stiphan Jabra 1 – (1) Representa menos de 1% do capital social.

Nossos Diretores não são titulares de ações de emissão da Companhia.

Remuneração

Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembléia Geral fixará o valor total da remuneração dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria. Após nossos acionistas fixarem o valor total da remuneração, o Conselho de Administração fixa os níveis de remuneração individuais.

No período encerrado em 31 de dezembro de 2003, a remuneração total, inclusive benefícios, dos nossos administradores foi de aproximadamente R$8,2 milhões.

Nos termos do nosso Estatuto Social, nossos acionistas poderão conceder participação nos resultados aos Conselheiros e Diretores nos exercícios sociais em que os dividendos obrigatórios sejam distribuídos. O valor distribuído, a título de participação nos resultados, não poderá exceder a remuneração anual dos administradores, ou 10% dos lucros, prevalecendo o que for menor.

Planos de Opção de Compra de Ações

Nesta data, nossa Companhia não possui planos de opção de compra de ações.

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PRINCIPAIS ACIONISTAS E ACIONISTAS VENDEDORES

A tabela a seguir contém informações relativas à titularidade de Ações Ordinárias em 20 de agosto de 2004. O percentual que consta da tabela a seguir é baseado na quantidade de 411.869.796 Ações Ordinárias antes da Ofert a Global e [•] Ações Ordinárias após a Oferta Global:

Antes da Oferta Global

Após a Oferta Global (5)

Ações (%) Ações (%) VBC Energia * (1) 182.722.929 44,36 179.135.381 39,68 521 Participações .* (2) 152.238.430 36,96 149.230.345 33,06 Bonaire * (3) 62.823.909 15,25 61.503.592 13,62 BNDESPAR (4) 14.084.507 3,42 14.084.507 3,12 Diretores e Conselheiros em conjunto (27 pessoas) 21 ** 21 ** Mercado (free float) - - 47.495.679 10,52

Total

411.869.796

100,00%

451.449.525

100,00%

* Acionista Vendedor. Cada Acionista Vendedor adquiriu suas ações no curso ordinário dos seus negócios e, na época da compra das Ações objeto da Oferta Global, estes acionistas não tinham contratos ou acordos, diretos ou indiretos, com qualquer pessoa para a distribuição destes valores mobiliários. ** Menos de 1%. (1) A VBC Energia é controlada por três companhias brasileiras: a (i) Votorantim Energia Ltda., a qual é controlada pelo Grupo Votorantim; (ii) Bradesplan Participações S.A., uma companhia holding controlada pela Bradespar, uma companhia de investimentos que é controlada pela Cidade de Deus – Cia Comercial Participações, Fundação Bradesco, NCF Participações S.A. e Gespar S.C Ltda.; e (iii) Camargo Corrêa Energia S.A., que é controlada pela Camargo Corrêa S.A.; (2) 521 Participações é uma companhia holding controlada pela PREVI, um fundo de pensão controlado pelo Banco do Brasil S.A.. O Governo é o acionista controlador do Banco do Brasil; (3) Bonaire é uma companhia holding controlada pela Mellon Energia São Paulo FIA, que por sua vez é controlada por quatro fundos de pensão: (A) Fundação CESP, um fundo de pensão para os empregados de empresas do setor elétrico brasileiro, incluindo a CPFL Energia, CESP - Companhia Energética de São Paulo, Eletropaulo Metropolitana - Eletricidade de São Paulo S.A., Bandeirante Energia S.A. e Elektro - Eletricidade e Serviços S.A., entre outras companhias de energia, cuja política de investimentos é supervisionada por comitês indicados pelos patrocinadores dos fundos, pensionistas e beneficiários (os atuais membros do comitê são Guy Adolfo Ishikawa, Sergio Pasqual Teixeira, Carlos José Silveira Figueiredo, Adauto Firmino Ribeiro, Marcos de Mendonça Peccin, Gentil Teixeira de Freitas, Arlindo Casagrande Filho, Wanderley José de Freitas, Adelmo da Costa Teves Junior, Valdivino Ferreira Anjos, Antônio Carlos Soligo, Marcelo Schmidt, Marco Antônio Previato, Paulo Giavina Bianchi, Gastão Aristides F. Borges, Carlos Rogério Araújo, Ernesto dos Santos Filho e Luiz Pedro Delgado); (B) Fundação SISTEL de Seguridade Social, um fundo de pensão que atende, entre outros, os empregados da Brasil Telecom, Telefônica S.A. e Telemar Norte Leste S.A., cuja política de investimentos é determinada pelos membros do conselho deliberativo indicados pelos patrocinadores dos fundos e pensionistas (os atuais membros do conselho deliberativo são Gilmar Roberto Pereira Camurra, Stael Prata Silva Filho, Antônio Cortizas Nogueirol, José Luis Magalhães Salazar, Eurico de Jesus Teles Neto, Fernando Cassino, Jorge de Moraes Jardim Filho e Manuel Ribeiro Filho); (C) Fundação Petrobras de Seguridade Social – PETROS, que atende primordialmente empregados da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras cuja política de investimentos é determinada pelos membros do conselho deliberativo, incluindo aqueles indicados pelos patrocinadores dos fundos, pensionistas e beneficiários (os atuais membros do conselho deliberativo são Wilson Santarosa, Diego Hernandes e José Lima de Andrade Neto) e aqueles indicados pelos pensionistas (Fernando Leite Siqueira, Yvan Barreto de Carvalho e Paulo César Chamadoiro Martin); e (D) Fundação SABESP de Seguridade Social – SABESPREV, que atende primordialmente empregados da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, cuja política de investimentos é determinada pelos membros do conselho deliberativo indicados pelos patrocinadores dos fundos, pensionistas e beneficiários (os atuais membros do conselho deliberativo são Walter Sigollo, Ademir A. de Oliveira, Helifax Pinto de Souza, Maria Lúcia dos Santos Tiballi e Robson Ramos Branco); (4) A BNDESPAR é uma subsidiária do BNDES. O Conselho de Administração do BNDES é composto por oito membros indicados pelo Presidente da República, atualmente eles são: Luiz Fernando Furlan, Carlos Francisco Theodoro Machado Ribeiro de Lessa, Eduardo Eugênio Gouvêa Vieira, Eugenio Emílio Staub, Guido Mantega, João Antonio Felício, João Paulo dos Reis Velloso, João Pedro de Moura e Marcio Fortes de Almeida; (5) O montante de ações não reflete o exercício da opção de Ações Adicionais pelo Coordenador Global. Caso o Coordenador Global exerça as Opções, os Acionistas Controladores irão deter a seguinte quantidade de Ações Ordinárias: (i) VBC Energia: [•] Ações Ordinárias, ou [•]% do capital social; (ii) 521 Participações: [•] Ações Ordinárias, ou [•]% do capital social; e (iii) Bonaire: [•] Ações Ordinárias, ou [•]% do capital social.

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Acordo de Acionistas

Direitos de Voto.

O Acordo de Acionistas da Companhia, firmado entre VBC Energia, 521 Participações, Bonaire e a Companhia, na qualidade de interveniente anuente, regula os termos e condições do compartilhamento do controle da Companhia e de suas subsidiárias. Nos termos do Acordo de Acionistas, determinados atos exigem a aprovação em conjunto da VBC Energia e da 521 Participações (pelo menos 80% das ações objeto do Acordo de Acionistas), incluindo:

• eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente);

• definição da nossa política de dividendos;

• constituição e extinção de controladas; aquisição e venda de investimentos em outras sociedades;

• aprovação do orçamento anual;

• aprovação do nosso plano de negócios;

• aumento de capital dentro do limite do capital autorizado e fixação do preço de emissão de ações;

• emissão de bônus de subscrição dentro do limite do capital autorizado;

• assunção de dívida - inclusive garantias reais e fidejussóri as em favor de controladas e coligadas - além dos limites estabelecidos no nosso orçamento ou no nosso plano de negócios;

• celebração de qualquer contrato em valor global superior a R$20 milhões, ainda que se refira a despesa prevista no nosso orçamento ou no nosso plano de negócios;

• constituição de qualquer espéci e de garantia real ou fidejussória em favor de terceiros;

• celebração de contratos com partes relacionadas em valor superior a R$5 milhões;

• seleção dos nossos auditores independentes e sua substituição;

• autorização para aquisição das ações de nossa emissão para cancelamento ou manutenção em tesouraria;

• alteração em contratos de concessão de qualquer control ada;

• aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações;

• aquisição, venda ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$20 milhões;

• detalhamento das matérias objeto de análise prévia de cada um dos nossos comitês; e

• remuneração dos membros dos comitês que não integrem os quadros da nossa Companhia.

As disposições contidas em nosso Acordo de Acionistas referentes a direitos de voto serão aplicáveis as nossas controladas e, no que couber, às nossas coligadas.

Governança Corporativa.

O Acordo de Acionistas estabelece que, enquanto não for efetivado o registro da Companhia para negociação no mercado de ações, nosso Conselho de Administração será composto de, pelo menos, 12 membros, os quais serão indicados da seguinte maneira:

• seis indicados pela VBC Energia;

• quatro indicados pela 521 Participações; e

• dois indicados pela Bonaire.

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Após a listagem de nossas Ações, (i) o número de membros do nosso Conselho de Administração será aumentado a fim de garantir às partes do nosso Acordo de Acionistas o direito de indicar 12 conselheiros e (ii) um ou mais assentos do Conselho de Administração serão destinados a representant es dos acionistas minoritários, a serem eleitos por meio do exercício dos direitos de minoritários que constam da Lei das Sociedades por Ações ou conforme avençado entre as part es do Acordo de Acionistas.

O Acordo de Acionistas prevê a constituição de seis comitês: Comitê Executivo, Comitê de Auditoria, Comitê de Remuneração, Comitê de Obras, Comitê de Serviços Financeiros e Comitê de Compra e Venda de Insumos.

O Acordo de Acionistas também estabelece a estrutura da nossa administração. Prevê que a nossa Diretoria será composta por 6 membros, os quais terão mandato de 3 (três) anos, sendo composta por Diretor Presidente, Diretor Vice-Presidente de Estratégia e Regulação, Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores, Diretor Vice-Presidente de Gest ão de Energia, Diretor Vice-Presidente de Distribuição e Diretor Vice-Presidente de Geração.

Na medida do possível, os nossos conselheiros nomeados pelas partes do Acordo de Acionistas deverão ser eleitos Conselheiros de nossas controladas.

Transferência de Ações.

Nosso Acordo de Acionistas prevê certos direitos e obrigações na hipótese de transferência de ações objeto do Acordo de Acionistas, incluindo:

• Direito de Preferência na Aquisição de Ações. As partes do Acordo de Acionistas têm o direito de preferência na aquisição de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas na hipótese de quaisquer delas decidir vender suas ações a um terceiro.

• Direito de Venda Conjunta (Tag-Along). A parte que decidir não exercer seu direito de preferência tem a opção de vender, em conjunto com a parte vendedora, suas ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas ao terceiro adquirent e proporcionalmente a sua participação. As disposições de tag-along não se aplicam à alienação de ações vinculadas pela Bonaire enquanto sua participação no bloco de controle for inferior a 20%.

• Direitos de Preferência na Subscrição de Ações. As partes possuem direitos de preferência proporcionais na subscrição de nossas ações, na hipótese de aumento de capital.

• Direitos de Venda Conjunta (Tag-Along) da Bonaire. Na hipótese de venda, cessão ou transferênci a de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pela 521 Participações e pela VBC Energia que resulte em participação acionária percentual inferior a 20% e 30%, respectivamente, da totalidade das ações afetadas e, desde que a Bonaire não tenha exercido seu direito de preferência, a mesma terá o direito de vender a totalidade de suas ações afetadas em conjunto com a 521 Participações ou a VBC Energia, em igualdade de termos e condições.

Mudança de Controle

Na hipótese de mudança, direta ou indireta, do controle acionário de quaisquer das partes do Acordo de Acionistas, as demais partes terão o direito de adquirir todas as ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pertencentes, direta ou indiretamente, à parte sujeita à mudança de controle, por valor a ser determinado por instituição financeira de renome.

Acordo de Opções

Nossos acionistas controladores celebraram um acordo pelo qual eles concederam opções de compra de suas respectivas ações uns aos outros, sem guardar proporção com suas atuais participações. Adicionalmente, este contrato estabel ece (1) requisitos de notifi cação para a realização de ofert as secundárias; e (2) uma prioridade para determinados acionistas na venda de suas respectivas ações em uma oferta secundári a, caso mais de um dos acionistas controladores participem na oferta e a demanda seja inferior à quantidade de ações ofert adas.

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OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

Uma de nossas principais acionistas é a VBC Energia, uma joint venture formada por três das maiores companhias brasileiras:

• Votorantim Energia Ltda., integrante do Grupo Votorantim, o qual se dedica a diversos setores, incluindo, papel e celulose, alumínio, níquel e aços longos, entre outros;

• Bradesplan é uma holding pertencente a Bradespar S.A., companhia de investimentos com participações nos setores elétrico, de mineração e TV a cabo, que é controlada pelo mesmo grupo controlador do Banco Bradesco S.A., o maior conglomerado financeiro do Brasil em termos de ativos; e

• Camargo Corrêa Energia S.A., pertencente a Camargo Corrêa S.A., um dos líderes no setor de construção do Brasil, com atividades também nos setores de cimento e concessões de rodovias.

Em setembro de 2003, nossa Companhia detinha títulos de dívida da VBC Energia. Também adquirimos dois dos nossos principais ativos operacionais da VBC Energia: nossa participação na RGE, em julho de 2001, pelo valor de R$1.382 milhões; e nossa participação na Semesa, em dezembro de 2001, pelo valor de R$470 milhões. O preço de aquisição da Semesa está sujeito a reavaliação em 2008 e 2013, tendo em vista a reavaliação de sua Energia Assegurada pela ANEEL nest as datas.

Também possuímos operações com a VBC Energia e suas sociedades relacionadas, incluindo as seguintes:

• Nossa subsidiária de distribuição, CPFL Paulista, celebrou contratos de fornecimento de energia elétrica com a Votorantim Celulose e Papel S.A., sociedade relacionada à Votorantim Energia. Nossa subsidiária de distribuição, CPFL Piratininga, também celebrou contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas sociedades relacionadas à VBC Energia. Todos os contratos de fornecimento de energia el étrica são regulados pela ANEEL.

• O Banco Votorantim S.A., que é parte do grupo Votorantim, presta serviços financeiros a nós, inclusive concessão de empréstimos.

• O Banco Bradesco S.A., que é controlado pelo mesmo controlador da Bradespar, nos presta uma ampla gama de serviços financeiros, todos no curso normal dos negócios, inclusive serviços bancários e de seguro.

• A CPFL Geração, através de suas subsidiárias BAESA, ENERCAN, CERAN e do Consórcio Foz do Chapecó também celebrou transações com a Construção e Comércio Camargo Corrêa S.A., uma empresa do Grupo Camargo Corrêa, relativas à prestação de serviços de financiamentos e de construção as nossas subsidiárias de geração.

No passado, realizamos empréstimos para os projetos de geração em que temos participação. Em 30 de junho de 2004, o único empréstimo em vigor era para a BAESA, num total de aproximadamente R$21 milhões. A taxa de juros deste financiamento para o período de 12 meses encerrado em 30 de junho de 2004 foi de 19,5%. Os três maiores empréstimos pendentes durante o período de três anos encerrado em 30 de junho de 2004 eram de R$44 milhões da CERAN, R$42 milhões da BAESA e R$30 milhões da Campos Novos. Todos estes empréstimos estão relacionados à construção de novas usinas. Estes empréstimos não têm garantias e a taxa de juros é compatível às taxas de mercado, baseada numa porcentagem do CDI.

Também possuímos um endividamento de aproximadamente R$1.647 milhões, em 30 de junho de 2004, junto ao BNDES, controlador da nossa acionista BNDESPAR. O mais relevante destes financi amentos (em um total não amortizado de R$1.098 milhões em 30 de junho de 2004) é relativo aos custos da Parcela A e as perdas relacionadas ao Programa de Racionamento e tem juros a uma taxa de 1% sobre a SELIC. A taxa de juros para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003 foi de 24,6%. Veja “ Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financei ra e o R esultado das Operações – Liquidez e Recursos de Capitais” para uma descrição mais detalhada.

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Nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração são patrocinadoras de planos de benefícios de natureza previdenci ária, administrados pela Fundação CESP, entidade fechada de previdência complementar que investe parcela relevante do patrimônio previdenciário e que administra indiretamente um de nossos acionistas controladores, a Bonaire.

O Fundo de Investimentos em Direito Creditórios constituído pela CPFL Piratininga em 2004 é administrado pelo Banco Votorantim S.A. O FIDC consiste em um fundo para obtenção de liquidez com base nos recebíveis da CPFL Piratininga.

Todas as operações descritas nesta seção foram celebradas em termos e condições semelhantes às operações com partes não relacionadas.

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DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Geral

Somos uma sociedade por ações de capital aberto constituída nos termos das leis brasileiras e estamos registrados junto à CVM sob nº 01866-0. Na conclusão da presente oferta (assumindo o não exercício das Opções), nosso capital será composto por 451.449.525 Ações Ordinárias, sem valor nominal.

Capital Social

Em 31 de dezembro de 2003, nosso capital social era de R$4.940.998.445,90, integralmente subscrito e integralizado. Em nossa Assembléia Geral Extraordinária realizada em 30 de abril de 2004, nosso capital social foi reduzido em R$1.543.612.033,21, compensando o déficit acumulado sem reduzir o número de ações em circulação passando a R$3.397.386.412,69. Em 13 de agosto de 2004, nossos acionistas aprovaram um grupamento (de 10 para 1) de Ações Ordinárias em circul ação, reduzindo o número total de Ações Ordinárias em circulação de 4.118.697.977 para 411.869.796 Ações Ordinári as, sem valor nominal. Não detemos nenhuma ação em tesouraria. Nosso estatuto social autoriza nosso Conselho de Administração a emitir até 5.000.000.000 Ações Ordinárias, sem a necessidade de aprovação em Assembléia Geral de acionistas. Os acionistas deverão aprovar qualquer aumento de capital em Assembléia Geral.

Histórico do Capital Social

Aumentamos nosso capital social em 2002 por meio da capitalização das participações detidas por nossos acionistas controladores em duas de nossas subsidiárias, CPFL Paulista e CPFL Geração, no valor de R$3.390.944.467,00 mediante a emissão de 3.390.944.467 novas Ações Ordinárias. Como resultado, nosso capital social era de R$3.390.998.447,00 em 31 de dezembro de 2002. Em 2003, aumentamos nosso capital social mediante a emissão de 727.699.530 novas ações ordinárias pelo preço de R$2,13 por ação e nosso capital social passou para R$4.940.998.445,90. Em 30 de abril de 2004, reduzimos nosso capital social para compensar o déficit acumulado (sem redução do número de ações em circulação) e nosso capital passou para R$3.397.386.412,69. Finalmente, em 13 de agosto de 2004, nossos acionistas aprovaram um grupamento de todas as Ações Ordinárias em circulação, reduzindo o número total de Ações Ordinárias em circulação para 411.869.796. Não houve nenhuma alteração dos direitos de voto inerentes às Ações Ordinárias e nenhuma outra alteração do nosso capital social desde 1º de janeiro de 2001.

Objeto Social

Segundo o artigo 2º do nosso Estatuto Social, nosso objeto social é:

• a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia el étrica e atividades correl atas;

• a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão de dados, bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a sociedades control adas e coligadas;

• a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às exercidas pel a Companhia, notadamente sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar e explorar proj etos de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos.

Direitos das Ações Ordinárias

Cada uma das Ações Ordinárias confere a seu detentor um voto em assembléia geral ordinária ou extraordinária. Os titulares de Ações Ordinárias fazem jus a dividendos ou outras distribuições efetuadas, relativas a Ações Ordinárias, em proporção ao número de ações por eles detidas. Veja Seção “ Dividendos e Política de Dividendos – Pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio” para uma descrição mais completa da distribuição de dividendos e demais distribuições aos titulares das Ações Ordinári as.

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Ademais, quando da nossa liquidação, as Ações Ordinárias farão jus a reembolso de capital na proporção da sua participação em nosso patrimônio líquido. Os detentores das Ações Ordinárias não são obrigados a subscrever futuros aumentos de capital em nossa Companhia. As Ações têm direito a serem incluídas em oferta pública de aquisição de ações em decorrência da alienação do controle da Companhia a 100% do preço pago por ação ordinári a do bloco de controle.

Opções

De acordo com o nosso Estatuto Social, podemos, no limite do capital autorizado, conceder opção de compra de ações a seus administradores e empregados ou a pessoas naturais que nos prestam serviços ou as nossas sociedades controladas, sem direito de preferência para os acionistas, com base em um plano de opção de compra de ações aprovado pela Assembléia Geral. Até a data deste prospecto, não tínhamos concedido opções de ações.

Assembléias Gerais

Nas assembléias gerais regularmente convocadas e instaladas, nossos acionistas estão autorizados a decidir todos os negócios relativos ao nosso objeto e a tomar todas as deliberações que julgarem convenientes aos nossos interesses. Compete exclusivamente aos nossos acionistas, em Assembléia Geral Ordinária, aprovarem as demonstrações financeiras e deliberarem sobre a destinação do lucro líquido e a distribuição de dividendos relativos ao exercício social imediatamente anterior. Nossos conselheiros são, em regra, eleitos nas Assembléias Gerais Ordinárias, ainda que, de acordo com a Lei das Sociedades por Ações, eles possam ser eleitos em Assembléia Geral Extraordinária. Membros do conselho fiscal, na hipótese em que a sua instalação tenha sido solicitada por número suficiente de acionistas, podem ser eleitos em qualquer assembléia geral.

Uma Assembléia Geral Extraordinária pode ser realizada ao mesmo tempo que a Assembléia Geral Ordinári a. Compete exclusivamente aos nossos acionistas decidir, em assembléias gerais extraordinárias, as seguintes matérias:

• a reforma do nosso Estatuto Social;

• o cancelamento do registro de companhia aberta junto a CVM;

• a saída do Novo Mercado da BOVESPA;

• a escolha de instituição financeira para a determinação do valor econômico da Companhia em caso de oferta pública de aquisição das nossas ações levada a efeito no âmbito de uma transformação societária ou saída do Novo Mercado;

• a emissão de debêntures;

• a suspensão do exercício dos direitos de acionista que deixou de cumprir obrigação prevista em lei ou em nosso Estatuto Social;

• a avaliação de bens através dos quais um acionista pretende subscrever ações do nosso capital social;

• a nossa transformação em uma sociedade limitada ou qualquer outra forma prevista na legislação societária;

• a nossa fusão, incorporação em outra sociedade ou cisão;

• a nossa dissolução e liquidação, e a eleição e destituição dos liquidantes bem como a aprovação das contas por estes apresent adas; e

• a autorização para que nossos administradores ajuízem pedido de nossa falência ou concordata.

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De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nem o nosso Estatuto Social nem tampouco deliberações adotadas por nossos acionistas em assembléia geral podem privar os acionistas de determinados direitos, tais como:

• o direito a participar na distribuição dos lucros;

• o direito a participar, na proporção da sua participação no nosso capital soci al, na distribuição de quaisquer ativos remanescentes na hipótese de liquidação da nossa Companhia;

• o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações descritas em “ - Direito de Preferência”; e

• o direito a retirar-se da nossa Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, conforme descrito em “ - Direito de Retirada e Resgate”.

Quorum

Como regra geral, a Lei das Sociedade por Ações prevê que a Assembléia Geral será instalada, em primeira convocação, com a presença de acionistas que detenham, pelo menos, 25% do capital social com direito a voto e, em segunda convocação, com qualquer número de acionistas titulares de ações com direito a voto. Caso os acionistas tenham sido convocados para deliberar sobre a reforma do nosso Estatuto Social, o quorum de instalação em primeira convocação será de, pelo menos, dois terços das ações com direito a voto e, em segunda convocação, de qualquer número de acionistas.

De modo geral, a aprovação de acionistas que compareceram pessoalmente ou por meio de procurador a uma assembléia geral, e que representem, no mínimo, a maioria das Ações Ordinárias, é necessária para a aprovação de qualquer matéria, sendo que as abstenções não são levadas em conta para efeito deste cálculo. Todavia, a aprovação de acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto é necessária, para a adoção das seguintes matérias:

• a redução do dividendo obrigatório;

• a mudança de nosso objeto social;

• a fusão ou a incorporação da nossa Companhia em outra sociedade;

• a cisão da nossa Companhia;

• a participação em grupo de sociedades;

• a cessação do estado de liquidação;

• a dissolução;

• a criação de ações preferenciais ou aumento de classes existentes, sem guardar proporção com as demais classes, salvo se já previstos ou autorizados no estatuto; e

• a alteração nas preferências, vantagens e condições de resgate ou amortização de uma ou mais classes de ações preferenci ais, ou criação de nova classe mais favorecida.

De acordo com o nosso Estatuto Social e enquanto estivermos no Novo Mercado, não poderemos emitir ações preferenciais e, para sair do Novo Mercado, deveremos realizar uma ofert a pública. Veja Seção “ Informação sobre os Títulos e Valores Mobiliários Emitidos – Novo Mercado”.

Convocação

A Lei das Sociedades por Ações exige que todas as nossas assembléias gerais sejam convocadas mediante três publicações no Diário Ofi cial do Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo, bem como em outro jornal de grande circulação, atualmente o jornal “ Valor Econômico”, sendo a primeira no mínimo, quinze dias antes da assembléia, em primeira convocação, e com oito dias de antecedência, em segunda convocação. A Comissão de Valores Mobiliários – CVM poderá, todavia, em determinadas circunstâncias, requerer que a primeira convocação para nossas assembléi as gerais de acionistas seja feita em até 30 dias antes da realização da respectiva assembléia geral.

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Local da Realização de Assembléia Geral

Nossas assembléias gerais são realizadas em nossa sede, na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo. A Lei das Sociedades por Ações permite que nossas assembléias gerais sejam realizadas fora de nossa sede, por motivo de força maior, desde que sejam realizadas na cidade de São Paulo e a respectiva convocação contenha uma indicação expressa e inequívoca do local em que a assembléia geral deverá ocorrer.

Competência para Convocar Assembléias Gerais

Compete, ordinariamente, ao nosso Conselho de Administração convocar as assembléias gerais, ainda que as mesmas possam ser convocadas pelas seguintes pessoas ou órgãos:

• qualquer acionista, quando nossos administradores retardarem, por mais de 60 dias, a convocação contida em previsão legal ou estatutária;

• acionistas que representem 5%, no mínimo, do nosso capital social, caso nossos administradores não atendam, no prazo de oito dias, a pedido de convocação que apresent arem, devidamente fundamentado, com indicação das matérias a serem tratadas;

• acionistas que represent em 5%, no mínimo, (i) do nosso capital votante ou (ii) dos acionistas sem direito a voto (quando aplicável) quando nossos administradores não atendam, no prazo de oito dias, a pedido de convocação de assembléi a que tenha como finalidade a instalação do Conselho Fiscal; e

• o Conselho Fiscal, caso nosso Conselho de Administração deixe de convocar a Assembléia Geral Ordinária por mais de um mês, sendo que o Conselho Fiscal poderá também convocar uma Assembléia Geral Extraordinária sempre que ocorrerem motivos graves ou urgentes;

Legitimação e Representação

As pessoas presentes à assembléia geral deverão provar a sua qualidade de acionista e titularidade das ações com relação as quais pretendem exercer o direito de voto.

Nossos acionistas podem ser representados na assembléia geral por procurador constituído há menos de um ano, que seja acionista, administrador ou advogado, ou ainda por uma instituição financeira. Fundos de investimento devem ser representados pelo seu administrador. O procurador deve depositar prova de sua nomeação na Companhia ao menos 24 horas antes da assembléia geral.

Conselho de Administração

De acordo com o nosso Estatuto Social, o Conselho de Administração será composto de, no mínimo, 12 e, no máximo, 14 membros. O número dos membros do Conselho de Administração será definido nas assembléias gerais de acionistas pelo voto majoritário dos titulares de Ações Ordinárias em circulação. A Lei das Sociedades por Ações permite a adoção do processo de voto múltiplo, mediante requerimento por acionistas representando, no mínimo, 10% de nosso capital votante. Não sendo solicitada a adoção do voto múltiplo, os conselheiros são eleitos pelo voto majoritário de acionistas titulares de Ações Ordinárias em circul ação, presentes ou representados por procurador, sendo assegurado aos acionistas que detenham, individualmente ou em bloco, pelo menos 15% de Ações Ordinárias em circulação, o direito de indicar um conselheiro e seu respectivo suplente. Nossos conselheiros são eleitos pelos nossos acionistas reunidos em assembléia geral ordinária para um mandato de um ano.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, cada conselheiro deve ser titular de, pelo menos, uma ação de emissão da Companhia. Nossos conselheiros não estão sujeitos à aposentadoria compulsória por idade.

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Operações de Interesse para os Conselheiros

A Lei das Sociedades por Ações proíbe um conselheiro de:

• realizar qualquer ato gratuito com a utilização de ativos da companhia, em detrimento da companhia;

• receber, em razão de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de terceiros, sem autorização constante do respectivo Estatuto Social ou concedida através de assembléia geral; e

• intervir em qualquer operação social em que tiver interesse conflitante com o da companhia, ou nas deliberações que os demais conselheiros tomarem a respeito.

O nosso Estatuto Social contém disposição especí fica que exige que os conselheiros divulguem ao mercado qualquer ajuste ou acordo no qual o conselheiro tenha interesse que, isoladamente ou em conjunto com outro ajuste ou acordo em um período de 1 ano, exceda R$200.000,00 ou 1% do patrimônio líquido da nossa empresa, prevalecendo o que for maior. Ademais, qualquer transação que exceda R$5 milhões celebrada entre nós e qualquer conselheiro (na qualidade de acionista) ou partes relacionadas deverá ser previ amente aprovada pelo nosso conselho de administração.

A remuneração dos nossos conselheiros é fixada pelos acionistas.

Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos

A análise abaixo resume as principais disposições da Lei das Sociedades por Ações sobre a constituição de reservas por companhias e regras sobre distribuição de dividendos, incluindo disposições sobre juros sobre capital próprio.

Valores Disponíveis para Distribuição

Em cada Assembléia Geral Ordinária, o nosso Conselho de Administração deverá fazer uma recomendação sobre a destinação do lucro líquido do exercício social anterior, que deverá ser aprovada por nossos acionistas. Para fins da Lei das Sociedades por Ações, lucro líquido é definido como o resultado do exercício social remanescente após dedução de imposto de renda e a contribuição social, líquido de quaisquer prejuízos acumulados de exercícios sociais anteriores e de quaisquer valores destinados ao pagamento de participações estatutárias de empregados e administradores no lucro da Companhia.

De forma compatível com a Lei das Sociedades por Ações, o nosso Estatuto Social prevê um valor, conhecido como valor passível de distribuição, a ser disponibilizado para distribuições de dividendo ou pagamento de juros sobre o capital próprio em qualquer exercício em particular. O valor passível de distribuição é igual a 25% do nosso lucro líquido, reduzido por valores alocados a nossa reserva legal, reserva de lucros a realizar, se houver e à reserva de contingência, se houver, e aumentado por quaisquer reversões da reserva de contingência. Ademais, o valor do dividendo deverá ser ulteriormente aumentado pela parcel a realizada da reserva de lucros a realizar. O cálculo do nosso lucro líquido e as alocações a reservas com relação a qualquer exercício social são determinados com base nas demonstrações financeiras elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis do Brasil.

Reservas

Possuímos duas principais contas de reservas – as reservas de lucros e as reservas de capital.

Reservas de Lucros

Nossas reservas de lucros compreendem a reserva legal, a reserva de lucros a realizar, a reserva para contingências e a reserva para reforço do capital de giro.

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Reserva legal. Estamos obrigados a manter reserva legal, à qual devemos destinar 5% do lucro líquido de cada exercício social até que o valor da reserva sej a igual a 20% do nosso capital subscrito. Não obstante, não somos obrigados a fazer qualquer destinação à reserva legal com rel ação a qualquer exercício social em que a reserva legal, quando acrescida as outras reservas de capital constituídas, exceder 30% do capital social da Companhia. Eventuais prejuízos líquidos poderão ser levados a débito da reserva legal. Os montantes alocados à reserva legal não estão disponíveis para distribuição de dividendos. Em 31 de dezembro de 2003, não contabilizamos reserva legal.

Reserva de lucros a realizar. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, no exercício social em que o valor do dividendo obrigatório ultrapassar a parcela realizada do lucro líquido, o excesso poderá ser destinado à constituição de reserva de lucros a realizar. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, considera-se realizada a parcela do lucro líquido do exercício que exceder a soma dos seguintes valores (i) o resultado líquido positivo da equivalência patrimonial e (ii) o lucro, ganho ou rendimento em operações cujo prazo de realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. As quantias constantes da reserva de lucros a realizar devem ser utilizadas para a distribuição do dividendo obrigatório uma vez que os lucros não realizados tenham sido realizados. Em 31 de dezembro de 2003, não contabilizamos reserva de lucros a realizar.

Reserva para contingências. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, parte do lucro líquido poderá ser destinada à reserva para contingências com a finalidade de compensar, em exercício futuro, a diminuição do lucro decorrente de perda julgada provável, cujo valor possa ser estimado. Qualquer valor assim destinado em exercício anterior deverá ser revertido no exercício social em que a perda que tenha sido antecipada, não venha, de fato, a ocorrer, ou deverá ser baixado na hipótese de a perda antecipada efetivamente ocorrer. Em 31 de dezembro de 2003, não contabilizamos reserva para contingências.

Reserva para reforço do capital de giro. Nos termos da legislação brasileira, poderemos prever a destinação de uma parcela do nosso lucro líquido à conta de reserva discricionári a que venham a ser estabelecida em conformidade com nosso Estatuto Social. A destinação do nosso lucro líquido para contas de reserva discricionária não poderá ser efetuada caso sirva para impedir a distribuição do valor a ser obrigatoriamente distribuído. A nossa reserva para reforço do capital de giro é uma forma de conta de reserva discricionária. O nosso Estatuto Social atualmente prevê reserva para reforço do capital de giro, à qual poderemos alocar nosso lucro líquido (após as alocações para a reserva legal e o pagamento do valor a ser obrigatoriamente distribuído) propiciando à companhia capital de giro adicional. O valor provisionado na reserva para reforço do capital de giro não poderá a qualquer tempo exceder o valor do nosso capital social. Em 31 de dezembro de 2003, não contabilizamos reserva para reforço do capital de giro.

Pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio

O estatuto social de uma companhia brasileira deve especi ficar um percentual mínimo do lucro disponível que deve ser distribuído aos acionistas a título de dividendo obrigatório, ainda que ele possa ser pago sob a forma de juros sobre o capital próprio. O dividendo mínimo obrigatório foi fixado em nosso Estatuto Social em valor igual a um percentual não inferior a 25% do lucro líquido anual ajustado na forma da Lei das Sociedades por Ações. Veja “ - Valores disponíveis para distribuição”.

Adicionalmente, em 28 de julho de 2004, nosso Conselho de Administração adotou uma política indicativa de distribuição de dividendos apurados em balanços semestrais de, no mínimo, 50% do respectivo lucro líquido ajustado de acordo com a Lei das Sociedades por Ações. A política de dividendos não impede a Companhia, no entanto, em determinadas circunstânci as, de declarar dividendos inferiores a 50% do lucro líquido ajustado ou apurado em balanços anuais.

Adicionalmente, nosso Conselho de Administração pode recomendar aos acionistas que aprovem a distribuição de dividendos adicionais, provenientes de outros recursos legalmente disponíveis para distribuição.

A Lei das Sociedades por Ações permite, entretanto, que uma companhia aberta suspenda a distribuição obrigatória de dividendos, caso o conselho de administração informe à assembléia geral que a distribuição seria desaconselhável em vista da condição financeira da companhia. O Conselho Fiscal, se em funcionamento, deve dar parecer à recomendação do Conselho de Administração. Nessa hipótese, a nossa administração deverá apresent ar justificativa para a suspensão à CVM. Os lucros não distribuídos em razão da suspensão na forma acima mencionada serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subseqüentes, deverão ser distribuídos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia assim o permita.

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O dividendo obrigatório pode ser distribuído também a título de juros sobre o capital próprio, tratado como despesa dedutível para fins de imposto de renda de pessoa jurídica e contribuição social sobre o lucro líquido.

Dividendos

Estamos obrigados pela Lei das Sociedades por Ações e por nosso Estatuto Social a realizar uma Assembléia Geral Ordinári a até o quarto mês subseqüente ao encerramento de cada exercício social na qual, entre outras coisas, os acionistas terão que deliberar sobre a distribuição de dividendo anual. A distribuição de dividendos anuais toma por base as demonstrações financeiras auditadas não consolidadas, referentes ao exercício social imediatamente anterior.

Os titulares de ações na data em que o dividendo for declarado farão jus ao recebimento dos dividendos. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o dividendo anual deve ser distribuído no prazo de 60 dias a contar de sua declaração, a menos que a deliberação de acionistas estabeleça outra data de distribuição que, em qualquer hipótese, deverá ocorrer ant es do encerramento do exercício social em que o dividendo tenha sido declarado.

Nosso Estatuto Social não estabelece que o valor da distribuição de dividendo sej a corrigido por conta da inflação ou acrescido de juros.

Os acionistas têm prazo de três anos, contados da data da distribuição de dividendos, para reclamar dividendos (ou pagamentos de juros) referentes as suas ações, após o qual o valor dos dividendos não reclamados reverterá em nosso favor.

Nosso Conselho de Administração pode declarar dividendos intermediários à débito da conta de lucros acumulados ou lucros alocados as nossas reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral, aprovado pelos acionistas. Adicionalmente, nosso Conselho de Administração pode declarar dividendos a partir do lucro líquido constante de nosso balanço semestral ou qualquer balanço relativo a período mais curto. Os dividendos trimestrais não podem exceder o montante das reservas de capital. As distribuições de dividendos intermediários podem ser compensadas do valor de dividendos obrigatórios relativos ao lucro líquido do final do exercí cio em que os dividendos intermediários foram distribuídos.

Juros sobre o capital próprio

Desde 1o de janeiro de 1996, as companhias brasileiras estão autorizadas a pagar juros limitados a titulares de participações acionárias e considerar tais pagamentos dedutíveis para efeito do imposto de renda de pessoa jurídica e, desde 1998, também para efeito da contribuição social sobre o lucro líquido. A dedução fica limitada ao que for maior entre (i) 50% do nosso lucro líquido (antes de se considerar a referida distribuição e quaisquer deduções referentes à contribuição social e imposto de renda) do período com relação ao qual o pagamento seja efetuado, e (ii) 50% de nossos lucros acumulados. Nosso Estatuto Social permite o pagamento de juros sobre o capital próprio como forma alternativa de distribuição de dividendos. Os juros sobre o capital próprio ficam limitados à variação pro rata die da Taxa de Juros de Longo Prazo, ou TJLP. O valor pago a título de juros sobre o capital próprio, líquido de imposto de renda, poderá ser imputado como parte do valor do dividendo obrigatório.

Qualquer pagamento de juros sobre o capital próprio a detentores de nossas ações, quer sejam ou não residentes no Brasil, está sujeito a imposto de renda na fonte à alíquota de 15%, ficando estabel ecido que alíquota de 25% se aplicará se a pessoa que receber os juros for residente em paraíso fiscal (ou seja, país que não cobra imposto de renda, que cobra imposto de renda à alíquota máxima inferior a 20% ou em que a legislação local imponha restrições à divulgação da composição acionária ou da titularidade de investimento).

Política de Dividendos

Em 28 de julho de 2004, nosso Conselho de Administração adotou uma política de dividendos de acordo com a qual pretendemos distribuir dividendos e/ou juros sobre o capital próprio apurados em balanço semestral de, no mínimo, 50% do respectivo lucro líquido ajustado de acordo com a Lei das Sociedades por Ações. A política de dividendos não impede, no entanto, que a Companhia declare dividendos inferiores a esta indicação ou em periodicidade maior do que semestral.

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Direito de Retirada e Resgate

Direito de Retirada

Qualquer um de nossos acionistas dissidente de certas deliberações tomadas em assembléia geral poderá retirar-se da Companhia, mediante reembolso do valor de suas ações.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o direito de retirada dos nossos acionistas poderá ser exercido nas seguintes circunstâncias:

• a redução do nosso dividendo obrigatório;

• a mudança do nosso objeto social;

• a nossa fusão com outras empresas, em que nós não sejamos a entidade resultante, ou incorporação de nossa Companhia em outra sociedade; e

• a nossa participação em um grupo de sociedades, conforme tal expressão é utilizada na Lei das Sociedades por Ações.

A Lei das Sociedades por Ações estabel ece, ainda, que a nossa cisão ensejará direito de retirada nos casos em que ela ocasionar:

• a mudança do nosso objeto social;

• a redução do nosso dividendo obrigatório; ou

• a nossa participação em um grupo de sociedades, conforme tal expressão é utilizada na Lei das Sociedades por Ações.

Nos casos de:

• nossa fusão com outras empresas, em que nós não sejamos a entidade resultante, ou incorporação de nossa Companhia em outra sociedade, ou

• a nossa participação em um grupo de sociedades, nossos acionistas não terão direito de retirada caso suas ações (i) tenham liquidez, ou seja, integrem o índice geral da BOVESPA ou o índice de qualquer outra bolsa, conforme definido pela CVM, e (ii) tenham dispersão, de forma que o acionista cont rolador, a sociedade controladora ou outras sociedades sob controle comum detenham menos da metade das ações da espécie ou classe objeto do direito de retirada.

O direito de retirada deverá ser exercido no prazo de 30 dias, contado da publicação da ata da assembléia geral em questão. Adicionalmente, temos o direito de reconsiderar qualquer deliberação que tenha ensejado direito de retirada nos dez dias subseqüentes ao término do prazo de exercício desse direito, se entendermos que o pagamento do preço do reembolso das ações aos acionistas dissidentes colocari a em risco nossa estabilidade financeira.

No caso do exercício do direito de retirada, os acionistas terão direito a receber o valor patrimonial de suas ações, com base no último balanço aprovado pela assembléia geral. Se, todavia, a deliberação que ensejou o direito de retirada tiver ocorrido mais de 60 dias depois da data do último balanço aprovado, o acionista poderá solicitar levantamento de balanço especi al em data que obedeça ao prazo de 60 dias, para avaliação do valor de suas ações. Neste caso, devemos pagar imediatamente 80% do valor de reembolso calculado com base no último balanço aprovado por nossos acionistas, e o saldo no prazo de 120 dias a contar da data da deliberação da assembléia geral.

Resgate

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nossas ações podem ser resgatadas mediante determinação de nossos acionistas em Assembléia Geral Extraordinária. As ações a serem resgatadas deverão ser escolhidas por sorteio.

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Registro de Nossas Ações

Nossas ações ordinárias são mantidas sob a forma escritural junto ao Banco Bradesco S.A.. A transferência de Ações Ordinárias é realizada por meio de um lançamento pelo Banco Bradesco S.A. em seus sistemas de registro a débito da conta de ações do alienante e a crédito da conta de ações do adquirente, mediante ordem por escrito do alienante ou mediante ordem ou autorização judicial.

Direito de Preferência

Os nossos acionistas têm direito de preferência de modo geral na subscrição de ações em qualquer aumento de capital de acordo com a proporção de sua participação acionária. Os nossos acionistas também têm direito de preferência na subscrição de quaisquer debêntures conversíveis, direitos de adquirir nossas ações e bônus de subscrição que venhamos a emitir. Em conformidade com a lei brasileira, será facultado prazo de no mínimo 30 dias para o exercício do direito de preferência.

Nosso Conselho de Administração pode excluir os direitos de preferência ou reduzir o prazo de exercício de tais direitos no que respeita à emissão de novas ações, debêntures conversíveis e bônus de subscrição até o limite do capital social autorizado se a distribuição das ações for levada a efeito por meio de bolsa de valores, oferta pública ou de permuta de ações em oferta pública cuja finalidade seja a tomada de controle de outra empresa.

Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os detentores poderão transferir ou alienar seus direitos de preferência a título oneroso.

Efeitos Impeditivos de Tomada de Controle de Certas Disposições do nosso Estatuto Social

Algumas disposições do nosso Estatuto Social poderão ter o efeito de desencorajar, atrasar ou impedir tomadas de controle hostis da nossa empresa. Conforme exigido para empresas listadas no Novo Mercado, o nosso Estatuto Social prevê que qualquer pessoa que adquirir o control e da nossa Companhia deverá realizar oferta das ações remanescentes no prazo de 90 dias ao mesmo preço por ação pago pelas ações representativas de controle. Ademais, se o novo acionista controlador detinha quaisquer ações antes de sua tomada de controle, o acionista deverá pagar a qualquer outro acionista de quem tenha adquirido as ações em bolsa de valores durante os seis meses anteriores, a diferença entre o preço pago por ação pelo bloco de controle e o preço pago nas demais compras. Embora essas exigências do Novo Mercado se destinem a proteger os acionistas minoritários, também desencoraj am aquisições de controle por aumentarem o custo e as medidas legais necessárias à tomada de controle de sociedade.

Restri ções à Reali zação de Determinadas Operações por Acionistas Controladores, Conselheiros, Diretores e Membros do Conselho Fiscal

Nossos acionistas controladores, conselheiros, diretores e membros do conselho fiscal (considerados insiders para efeito da legislação brasileira) devem abster-se de negociar valores mobiliários de nossa emissão, incluindo no contexto de operações com derivativos que envolvam valores mobiliários de nossa emissão, nas seguintes condições, dentre outras:

• anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato rel evante que diga respeito aos nossos negócios;

• na hipótese de nossa fusão, incorporação ou cisão de parte ou a totalidade de nossos ativos ou ainda de nossa reorganização;

• durante o período de 15 dias anteriores à divulgação de nossas informações trimestrais e anuais; ou

• relativamente aos nossos acionistas controladores, conselheiros e diretores, na hipótese de comprarmos ou vendermos nossas próprias ações ou na hipótese de compra ou venda de nossas ações por qualquer uma de nossas empresas controladas ou coligadas ou por qualquer outra companhia sob controle comum com nossa Companhia.

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Saída do Novo Mercado

Podemos, a qualquer momento, requerer o cancelamento da listagem das Ações Ordinárias no Novo Mercado, desde que tal deliberação seja aprovada em assembléia geral por acionistas que represent em a maioria das ações com direito a voto, e desde que a BOVESPA seja informada por escrito com no mínimo 30 dias de antecedênci a. O cancelamento da listagem das Ações Ordinárias no Novo Mercado não implica no cancelamento da listagem das Ações Ordinárias na BOVESPA.

Se a listagem das Ações Ordinárias no Novo Mercado for cancel ada, nossos acionistas controladores deverão levar a efeito oferta pública de aquisição das Ações Ordinári as em circul ação dentro de (i) 90 dias a partir do cancelamento ou (ii) 120 dias a partir da assembléia geral em que nossos acionistas aprovaram a reorganização soci etária em desacordo com as diretrizes do Novo Mercado. Ademais, não poderemos ter valores mobiliários listados no Novo Mercado por dois anos após a data do cancelamento da listagem, a menos que haja uma alteração do controle após o cancelamento.

Reali zação, pela Nossa Companhia, de Operações de Compra de Ações de Emissão Própria

Nosso Estatuto Social autoriza nosso Conselho de Administração a aprovar a compra, de ações de emissão própria. A decisão de comprar ações de emissão própria para manutenção em tesouraria ou para cancelamento das mesmas não pode, dentre outras coisas:

• resultar na redução do nosso capital social;

• fazer com que seja necessária a utilização de recursos maiores do que os lucros acumulados e as reservas de lucros cujas quantias possam ser distribuídas aos acionistas;

• criar, direta ou indiretamente, qualquer demanda, oferta ou condição do preço por ação arti ficial, como conseqüência de uma ação ou omissão;

• envolver qualquer prática injusta; ou

• ser utilizada para a compra de ações detidas por nossos acionistas controladores.

Não podemos manter em tesourari a mais do que 10% de nossas ações em circulação no mercado, incluindo as ações detidas por nossas subsidiárias e coligadas.

Qualquer compra de ações de emissão própria por nossa parte deve ser realizada em bolsa, exceto se as ações somente estiverem admitidas à negociação em mercado de balcão, e não pode ser feita por meio de operações privadas. Podemos também comprar ações de emissão própri a na hipótese de deixarmos de ser uma companhia aberta. Adicionalmente, podemos comprar ou emitir opções de compra ou de venda relacionadas às ações de emissão própria.

Divulgação de informações

Devemos atender às exigênci as relativas a divulgação previstas na Lei das Sociedades por Ações e nos normativos expedidos pela CVM. Ainda, em função de nossa listagem no Novo Mercado, deveremos também seguir as exigências relativas a divulgação contidas no Regulamento do Novo Mercado.

Divulgação de informações eventuais e periódicas

A legislação sobre valores mobiliários estabelece que uma companhia aberta deve fornecer à CVM e à BOVESPA determinadas informações periódicas, que incluem as informações anuais, as informações trimestrais e os relatórios trimestrais da administração e dos auditores independentes. Esta legislação prevê também a obrigação de arquivarmos junto à CVM acordos de acionistas e avisos de convocação de assembléias gerais, bem como as atas destas assembléias.

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Observamos as normas de divulgação do Novo Mercado e estamos obrigados a, entre outras coisas:

• apresentar bal anço consolidado, demonstração dos resultados consolidada e a respectiva carta aos acionistas;

• divulgar qualquer participação societária diret a ou indireta, inclusive participação societária benefici ária que exceda 5% do nosso capital social;

• divulgar o valor e as caract erísticas dos nossos valores mobiliários detidos direta ou indiretamente por detentores de informações privilegiadas;

• divulgar alterações do valor dos valores mobiliários detidos por detentores de informações privilegiadas nos 12 meses anteriores;

• incluir, nas notas explicativas das nossas demonstrações financeiras, demonstrativo de fluxo de caixa;

• divulgar a quantidade de ações em circulação e sua porcentagem em relação ao total das ações emitidas; e

• elaborar demonstrações financeiras anuais e trimestrais em conformidade com o GAAP dos Estados Unidos ou as Normas Internacionais de Contabilidade.

Divulgação de Negociação por Detentores de Informações Privilegiadas

A legislação brasileira sobre valores mobiliários exige que nossos acionistas controladores, nossa administração e os membros do nosso conselho fiscal e qualquer outro órgão técnico ou de consultoria divulgue a nós, à CVM e à BOVESPA o número e tipo de valores mobiliários emitidos por nós, por nossas subsidiárias e por nossos controladoras que sejam detidos por elas ou por pessoas intimamente relacionadas a elas e quaisquer alterações de suas respectivas participações societárias durant e os 12 meses precedentes. As informações acerca da aquisição de valores mobiliários (valor, preço e data de aquisição) deverão ser fornecidas a nós no prazo de 10 dias a contar do encerramento do mês em que foram adquiridas.

Divulgação de Fatos Relevantes

Nos termos da legislação brasileira sobre valores mobiliários, deveremos divulgar qualquer acontecimento relevante relacionado ao nosso negócio à CVM e à BOVESPA. Deveremos publicar aviso de tais acontecimentos relevantes. Um fato será havido por relevante se causar impacto relevante sobre o preço dos nossos valores mobiliários, a decisão dos investidores de negociar nossos valores mobiliários ou a decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos como detentores de quaisquer de nossos valores mobiliários. Em circunstâncias especiais, poderemos apresentar à CVM pedido de tratamento confidencial a certos fatos relevantes.

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DIVIDENDOS E POLÍTICA DE DIVIDENDOS

Política de Dividendos

Nós pretendemos decl arar e distribuir dividendos e/ou juros sobre o capital próprio, apurados em balanços semestrais de, no mínimo, 50% do respectivo lucro líquido ajustado de acordo com a Lei das Sociedades por Ações. Veja “ Descrição do Capital Social - Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos - Pagamento de Dividendos e de Juros sobre o Capital Próprio”.

O valor de quaisquer distribuições dependerá de muitos fatores, tais como condição financeira da Companhia, suas perspectivas futuras, as condições macroeconômicas, revisões e reajustes tarifários, mudanças regulatórias, estratégia de crescimento e demais fatores considerados relevantes pelo nosso Conselho de Administração e pelos nossos acionistas. Adicionalmente, determinadas obrigações constantes de nossos contratos financeiros podem limitar o valor dos dividendos e/ou juros sobre o capital próprio que poderemos distribuir. De acordo com nosso planejamento tributário, poderemos determinar que a distribuição de juros sobre o capital próprio no futuro seja de nosso interesse.

De acordo com nosso Estatuto Social, nosso Conselho de Administração poderá aprovar a distribuição de dividendos e/ou juros sobre o capital próprio, calculados com base nas nossas demonstrações financeiras anuais ou semestrais ou nas demonstrações financeiras rel ativas a períodos mais curtos, ou também com base em lucros auferidos registrados ou em lucros destinados a contas de reservas sem fins lucrativos contidas nas demonstrações financeiras anuais ou semestrais. A declaração de dividendos anuais, inclusive dividendos em valor superior à distribuição obrigatória, exige aprovação pelo voto da maioria dos detentores das Ações Ordinárias.

Valores Disponíveis para Distribuição

Em cada assembléia geral ordinária, nosso Conselho de Administração deverá propor o modo que nossos lucros relativos ao exercício social anterior deverão ser distribuídos. Para os fins da Lei das Sociedades por Ações, o lucro de uma empresa após imposto de renda em um determinado exercício social, líquido de quaisquer prejuízos acumulados decorrentes dos exercícios sociais anteriores e os valores alocados a participação de empregados e da administração nos lucros representa seu “ lucro líquido” no exercício social em questão. Em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, valor igual ao lucro líquido da companhia, conforme ajustado ficará disponível para distribuição a acionistas em qualquer exercício em particular. Tal valor será afetado pelo que segue:

• reduzido por valores alocados à reserva legal;

• reduzido por valores alocados à reserva estatutári a, se houver;

• reduzido por valores alocados à reserva de contingênci a, se houver;

• reduzido por valores alocados à reserva para projetos de investimento (conforme discutido abaixo);

• reduzido por valores alocados à reserva de lucros a realizar constituída pela companhia em cumprimento à lei aplicável (conforme discutido abaixo);

• aumentado por reversões de reservas de contingênci a registradas em anos anteriores; e

• aumentado por valores alocados à reserva de lucros a realizar, quando realizados e se não forem absorvidos por prejuízos.

Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, e de acordo com o nosso Estatuto Social, nós devemos manter reserva legal à qual deveremos alocar 5% do nosso lucro líquido com relação a cada exercí cio social até o valor da reserva al cançar 20% do capital subscrito. Nós não somos obrigados a efetuar quaisquer alocações a nossa reserva legal quando esta reserva exceder 30% do nosso capital social. Os prejuízos acumulados, se houver, poderão ser levados a débito da reserva legal. Além disto, a reserva legal apenas poderá ser utilizada para aumentar nosso capital. A reserva legal está sujeita a aprovação pelos acionistas com direito de voto em

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assembléia geral ordinári a e poderá ser transferida para capital mas não está disponível para distribuição de dividendos em exercícios subseqüentes. Nosso cálculo de lucros líquidos e as alocações a reservas em qualquer exercí cio social são determinados com base em demonstrações financeiras elaboradas em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações.

Nos termos da Lei das Soci edades por Ações, uma parcela do lucro líquido da companhia poderá ser destinada a apropriações discricionárias visando a expansão de unidades industriais e demais projetos de investimento em ativo imobilizado ou de capital de giro, sendo que o valor do mesmo toma por base orçamento de capital anteriormente apresentado pel a administração e aprovado pelos acionistas em assembléia geral. Após a conclusão dos projetos de capital pertinentes, a companhia poderá conservar a apropriação at é que os acionistas votem a transferência da reserva, no todo ou em parte, para capital ou lucros acumulados. A Lei das Sociedades por Ações prevê que, se um projeto do qual a reserva para a conta de projetos de investimento for alocada tiver prazo superior a um ano, o orçamento relacionado ao projeto deverá ser apresentado à assembléia geral em cada exercí cio social até o investimento pertinente ser concluído.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o valor pelo qual a distribuição obrigatória exceder a parcela “ realizada” do lucro líquido em qualquer exercício em particular poderá ser alocado para a reserva de lucros a realizar e a distribuição obrigatória poderá ficar limitada à parcela “ realizada” do lucro líquido. A parcela “ realizada” do lucro líquido é o valor pelo qual o “lucro” excede a soma (i) dos resultados positivos líquidos, se houver, decorrentes do método de equivalência patrimonial dos lucros e prejuízos de controladas e certas coligadas e (ii) dos lucros, ganhos ou rendimentos obtidos em transações com vencimento após o encerramento do exercício social seguinte. Conforme os valores alocados à reserva de lucros a realizar sejam realizados em exercí cios subseqüentes, esses valores deverão ser acrescidos à distribuição de dividendos relacionados ao exercício da realização.

Conforme estabelecido pela Lei das Sociedades por Ações, uma parcela dos impostos de renda devidos também poderá ser transferida a “ reserva de incentivo fiscal” geral em valores equivalentes à redução da responsabilidade por imposto de renda da companhia, que resulte da opção de direcionar parte de tal responsabilidade em investimento em projetos em regiões que gozem de incentivo para investimento estabelecidas pelo governo.

Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, qualquer empresa poderá constituir uma reserva “ estatutária”, a qual deverá estar descrita no estatuto social da companhia. Os estatutos sociais que autorizam a alocação de percentual do lucro líquido de companhia a uma reserva estatutária devem indicar também a finalidade, os critérios de alocação e o valor máximo da reserva. O nosso Estatuto Social prevê que, ressalvadas as deliberações em contrário dos nossos acionistas, a parcela remanescente do “ lucro líquido” após a distribuição de dividendos obrigatórios e a alocação pertinente a reserva legal serão alocados à reserva est atutária para reforço do nosso capital de giro, valor esse que não poderá exceder o capital social subscrito. A Lei das Sociedades por Ações prevê que todas as alocações discri cionárias de lucro líquido, inclusive a reserva de lucros a realizar e a reserva de projetos de investimento estão sujeitas a aprovação pelos acionistas com direito de voto em assembléia geral e poderão ser transferidas para capital ou utilizadas para distribuição de dividendos em exercí cios subseqüentes. Os valores alocados para reserva de lucros a realizar deverão ser distribuidos como dividendos obrigatórios quando os lucros forem realizados. A reserva de incentivo fiscal e a reserva legal também estão sujeitas a aprovação pelos acionistas com direito de voto em assembléia geral e poderão ser transferidas para capital ou utilizadas para absorção de prejuízos, mas não estão disponíveis para distribuição de dividendos em exercícios subseqüentes.

Os valores disponíveis para distribuição poderão ser aumentados por reversão da reserva de contingência para prejuízos previstos constituída em exercícios anteriores mas não realizada. As alocações para a reserva de contingências também estão sujeitas a aprovação pelos acionistas com direito de voto em assembléia geral. O nosso Estatuto Social não prevê reservas de contingência. Os valores disponíveis para distribuição são determinados com base em demonstrações financei ras elaboradas em conformidade com os Princípios Contábeis Brasileiros.

O saldo das contas de reserva de lucros, ressalvada a reserva de contingência e a reserva de lucros a realizar, não poderá exceder o capital social. Caso isto ocorra, assembléia geral deverá deliberar se o excedente será destinado à integralização do capital subscrito e não pago, ao aumento e pagamento do capital social subscrito ou a distribuição de dividendos.

Os lucros não alocados às contas mencionadas acima deverão ser distribuídos como dividendos.

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Distribuição Obrigatória

A Lei das Sociedades por Ações exige, de modo geral, que o estatuto social de cada companhia brasileira especi fique a porcentagem mínima dos valores disponíveis para distribuição pela companhia em cada exercício social que deverão ser distribuídos a acionistas como dividendos, também conhecida como distribuição obrigatória.

A distribuição obrigatória toma por base um percentual do lucro líquido ajustado, não inferior a 25%, ao invés do valor monetário fixo por ação. Caso o estatuto social de uma companhia seja omisso em relação a este percentual mínimo, a porcentagem estabelecida será de 50%. Nos termos do nosso Estatuto Social, pelo menos 25% do nosso lucro líquido ajustado, conforme calculado nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros e ajustado em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações com relação ao exercício social anterior deverá ser distribuído como dividendo anual obrigatório. Lucro líquido ajustado significa o valor passível de distribuição antes de quaisquer deduções para reservas estatutárias e reservas para projetos de investimento. A Lei das Sociedades por Ações, contudo, permite a suspensão da distribuição obrigatória de dividendos em qualquer exercício social em que os órgãos da administração report em à assembléi a geral que a distribuição seria desaconselhável tendo em vista a situação financeira da companhia. A suspensão está sujeita a aprovação em assembléi a geral e análise pelos membros do conselho fiscal se estiver constituído na ocasião. Enquanto a lei não estabel ece as circunst âncias em que a distribuição do dividendo obrigatório seria “desaconselhável” com base na situação financeira da companhia, esta não precisa distribuir o dividendo obrigatório se esta distribuição for incompatível com a situação financeira da Companhia. No caso de sociedades de capital aberto, o conselho de administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM no prazo de cinco dias a contar da assembléia geral pertinent e. Se o dividendo obrigatório não for pago e os recursos estiverem disponíveis, esses recursos serão atribuídos a uma conta de reserva especial. Se não forem absorvidos por prejuízos subseqüentes, esses recursos serão pagos com utilização de dividendos assim que a situação financei ra da empresa permitir. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas de sociedades de capital aberto, como nós, também poderão decidir distribuir dividendos em valor inferior aos dividendos obrigatórios para levantar recursos por meio da emissão de debêntures não conversíveis.

Distribuição de Dividendos

Nós devemos, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, realizar assembléia geral ordinária até o dia 30 de abril de cada ano, ocasião em que, entre outras coisas, os acionistas terão que decidir sobre a distribuição de dividendo anual. Ademais, dividendos intermediários poderão ser declarados pelo Conselho de Administração. Qualquer acionista constante do livro de acionistas por ocasião de decl aração de dividendo fará jus a receber dividendos. Os dividendos de ações detidas por intermédio de depositários são pagos ao depositário para posterior distribuição aos acionistas. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os dividendos deverão de modo geral ser distribuidos ao detentor registrado na data de declaração de dividendo no prazo de 60 dias a contar da data em que o dividendo foi declarado a menos que deliberação dos acionistas estabeleça outra data de distribuição que, em qualquer caso, deverá ocorrer antes do encerramento do exercício social em que o dividendo foi declarado. Nos termos do nosso Estatuto Social, dividendos não reclamados não rendem juros, não são corrigidos monetariamente e revert em à nossa empresa três anos após a data em que começamos a distribuir os dividendos declarados.

Juros Sobre o Capital Próprio

Nos termos da legislação tributária brasileira com vigência a partir de 1º de janeiro de 1996, as companhias brasileiras poderão pagar juros sobre o capital próprio a detentores de ações e tratar tais pagamentos como despesa para fins do imposto de renda brasileiro e, a partir de 1998, para fins de contribuição social. A finalidade da alteração da legislação tributária é encoraj ar o uso de investimento societário, em oposição a dívida, para o financi amento de atividades societárias. O pagamento de juros poderá ser efetuado a critério do nosso Conselho de Administração, observada a aprovação dos acionistas em assembléia geral. O valor de qualquer pagamento de juros a detentores de ações fica de modo geral limitado no que respeita a qualquer exercício em particular ao maior entre os seguintes valores:

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• 50% do lucro líquido (após a dedução das provisões de contribuição social incidentes sobre o lucro líquido mas antes de se levar em conta a provisão de imposto de renda e de juros sobre o capital próprio) no período com relação ao qual o pagamento seja efetuado; ou

• 50% da soma dos lucros acumulados e das reservas de lucros no início do exercício com relação ao qual o pagamento seja efetuado.

Para fins contábeis, embora o encargo de juros deva estar refletido na demonstração do resultado para ser dedutível de imposto, o encargo é revertido antes do cálculo do lucro líquido nas demonstrações financeiras estatutárias e deduzido do patrimônio líquido de maneira similar a dividendo. Qualquer pagamento de juros no que respeita a ações ordinárias está sujeito a imposto de retenção brasileiro à alíquota de 15% ou 25% no caso de acionista domiciliado em paraíso fiscal. Caso esses pagamentos sej am contabilizados, a seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório, o imposto será pago pela empresa por conta dos seus acionistas quando da distribuição dos juros. No caso de a nossa empresa distribuir juros sobre o capital próprio em qualquer exercí cio, e a distribuição não for contabilizada como parte de distribuição obrigatória, o imposto de renda brasileiro será suportado pelos acionistas.

Nos termos do nosso estatuto social, os juros sobre o capital próprio poderão ser tratados como dividendo para os fins de dividendo obrigatório.

Até hoje, a CPFL Energia não realizou nenhuma distribuição para os seus acionistas.

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3. ANEXOS

• Estatuto Social

• Ata da Reunião do Conselho de Administração que deliberou sobre a Oferta Global

• Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2003 (apenas as informações não

incluídas neste Prospecto)


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• Estatuto Social


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• Ata da Reunião do Conselho de Administração que deliberou sobre a Oferta Global


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209

• Informações Anuais relativas ao exercício social encerrado em 31.12.2003

(apenas as informações não incluídas neste Prospecto)


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SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL (USO EMPRESA P/ SIMPLES CONFERÊNCIA)

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Divulgação Externa

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS DATA-BASE - 31/12/2003

Reapresentação Espontânea

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - Denominação Comercial01866-0 CPFL ENERGIA S.A. 02.429.144/0001-93 CPFL ENERGIA S.A.5 - Denominação Social Anterior 6 - NIREDRAFT II PARTICIPAÇÕES S.A. 33300167/62-5

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua Ramos Batista, 444 Vila Olímpia 04552-020 São Paulo SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8704 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8777 – – [email protected]

01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTAS

1 - Nome 2 - Cargo 3 - Endereço Completo 4 - Bairro ou DistritoVitor Fagá de Almeida Gerente de Relações com Investidores Rodovia Campinas Mogi-Mirim Km 2,5 Jardim Santana5 - CEP 6 - Município 7 - UF 8 - DDD 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telefone13088-900 Campinas SP 19 3756-6083 – –12 - Telex 13 - DDD 14 - Fax 15 - Fax 16 - Fax 17 - E-mail – 19 3756-6089 – – [email protected]

OUTROS LOCAIS DE ATENDIMENTO A ACIONISTAS

18 - Item 19 - Município 20 - UF 21 - DDD 22 - Telefone 23 - Telefone01 Campinas SP 19 3756-6082 3756-849702 São Paulo SP 11 3292-4100 3235-900903 São Paulo SP 11 3815-6353 3256-150004 Rio de Janeiro RJ 21 3213-1200 2522-1332

01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Almeida Filippo Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telex13088-900 Campinas SP 19 3756-8704 – – –12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail 19 3756-8777 – – [email protected]

01.05 - REFERÊNCIA/AUDITOR

1 -Data de Início do Último Exercício Social 2 - Data de Término do Último 3 - Data de Início do 4 - Data de Término do ExercícioExercício Social Exercício Social em Curso Social em Curso

01/01/2003 31/12/2003 01/01/2004 31/12/20045 - Nome/Razão Social do Auditor 6 - Código CVM 7 - Nome do Responsável Técnico 8 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Amadi 060.494.668-66

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Bolsa de Valores onde Possui Registro

BVBAAL BVMESB BVPR BVRJ BVSTBVES BVPP BVRG BOVESPA

2 - Mercado de Negociação 3 - Tipo de Situação 4 - Código de Atividade 5 - Atividade PrincipalBolsa Operacional Gestão de Participações Societárias (Holdings)

01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO/VALORES MOBILIÁRIOS

1 - Natureza do Controle AcionárioPrivada Nacional

2 - Valores Mobiliários Emitidos pela Cia.

Ações Ações Resgatáveis Debêntures Simples

Debêntures Conversíveis em Ações Partes Beneficiárias Bônus de Subscrição

01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS

1 - Aviso aos Acionistas sobre 2 - Ata da AGO que 3 - Convocação da AGO para 4 - Publicação das Disponibilidade das DFs. aprovou as DFs. Aprovação das DFs. Demonstrações Financeiras

22/06/2004 15/04/2004 30/04/2004

01.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES

1 - Item 2 - Título do Jornal 3 - UF01 DOESP SP02 Valor Econômico (Nacional) SP03 Correio Popular (Campinas) SP

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura02/09/2004

X

X X

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03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01 VBC Energia S.A. 13/08/2004

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102 VBC Participações S.A.

01.928.820/0001-00/Brasileira/SP 3.123.550 99,99 141.061 99,99 3.264.611 99,99 31/12/20040103 Demais Acionistas 8 0,01 0 0,00 8 0,01 31/12/20030199 Total 3.123.558 100,00 141.061 99,99 3.264.619 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102 VBC Participações S.A. 31/12/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010201 Votorantim Energia Ltda.

01.310.772/0001-92/Brasileira/SP 3.166.839.246 33,33 0 0,00 3.166.839.246 33,33 31/03/2004010202 Bradesplan Participações S.A.

61.782.769/0001-01/Brasileira/SP 3.166.839.246 33,33 0 0,00 3.166.839.246 33,33 31/03/2004010203 Camargo Corrêa Energia S.A.

04.922.357/0001-88/Brasileira/SP 3.166.839.246 33,33 0 0,00 3.166.839.246 33,33 31/03/2004010204 Demais Acionistas 7 0,01 0 0,00 7 0,01010299 Total 9.500.517.745 100,00 0 0,00 9.500.517.745 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010201 Votorantim Energia Ltda. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.01020101 Cia. Brasileira de Alumínio

61.409.892/0001-73/Brasileira/SP 225.393.870 27,93 0 0,00 225.393.870 27,93 31/12/200301020102 Votorantim Participações S.A.

61.082.582/0001-97/Brasileira/SP 515.467.904 63,87 0 0,00 515.467.904 63,87 31/12/200301020103 Cia. Luz e Força Santa Cruz

60.892.403/0001-14/Brasileira/SP 66.201.356 8,20 0 0,00 66.201.356 8,20 31/03/200301020199 Total 807.063.130 100,00 0 0,00 807.063.130 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020101 Cia. Brasileira de Alumínio 31/12/2003


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102010102 Votorantim Participações S.A.

61.082.582/0001-97/Brasileira/SP 711.334.410 99,74 0 0,00 711.334.410 99,74 31/03/20040102010103 Demais Acionistas 1.874.557 0,26 0 0,00 1.874.557 0,260102010199 Total 713.208.967 100,00 0 0,00 713.208.967 100,00

213


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102010102 Votorantim Participações S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010201010201 Hejoassu Administração Ltda.

61.194.148/0001-07/Brasileira/SP 4.039.553.777 98,15 0 0,00 4.039.553.777 98,15 31/03/2004010201010202 Demais Acionistas 76.106.492 1,85 0 0,00 76.106.492 1,85010201010299 Total 4.115.660.269 100,00 0 0,00 4.115.660.269 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010201010201 Hejoassu Administração Ltda. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.01020101020101 José Ermírio de Moraes (Espólio)

039.682.948-15/Brasileiro/SP 400.000 25,00 0 0,00 400.000 25,0001020101020102 Antonio Ermírio de Moraes

004.806.578-15/Brasileiro/SP 400.000 25,00 0 0,00 400.000 25,0001020101020103 Ermírio Pereira de Moraes

499.217.118-49/Brasileiro/SP 400.000 25,00 0 0,00 400.000 25,0001020101020104 Maria Helena de Moraes Scripilliti

004.806.308-87/Brasileira/SP 400.000 25,00 0 0,00 400.000 25,00

01020101020199 Total 1.600.000 100,00 0 0,00 1.600.000 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020102 Votorantim Participações S.A. 31/12/2003


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020103 Cia. Luz e Força Santa Cruz 31/03/2003


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102010304 Cia. Brasileira de Alumínio

61.409.892/0001-73/Brasileira/SP 473.174.855 99,99 38.101.909 100,00 511.276.764 99,99 31/03/20030102010305 Demais Acionistas/Brasileira 39.243 0,01 0 0,00 39.243 0,010102010399 Total 473.214.098 100,00 38.101.909 100,00 511.316.007 100,00

214


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102010304 Cia. Brasileira de Alumínio 31/03/2003


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202 Bradesplan Participações S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.01020201 Bradespar S.A.

03.847.461/0001-92/Brasileira/SP 948.679.276 100,00 0 0,00 948.679.276 100,00 31/03/200301020202 Demais Acionistas 14 0,00 0 0,00 14 0,0001020299 Total 948.679.290 100,00 0 0,00 948.679.290 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020201 Bradespar S.A. 31/03/2003


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102020101 Cidade de Deus Cia. Cial. de Participações

61.529.343/0001-32/Brasileira/SP 280.520.127..917 36,59 1.880.991.147 0,26 282.401.119.064 18,74 31/03/20040102020102 Fundação Bradesco

60.701.521/0001-06/Brasileira/SP 113.620.602.133 14,82 18.118.644.762 2,45 131.739.246.895 8,74 31/03/20040102020103 Gespar S/C Ltda.

04.236.374/0001-61/Brasileira/SP 82.755.444.723 10,79 36.177.120.833 4,88 118.932.565.556 7,89 31/03/20040102020104 NFC Participações S.A.

04.233.319/0001-18/Brasileira/SP 107.171.963.392 13,98 0 0,00 107.171.963.392 7,11 31/03/20040102020105 Demais Acionistas 182.585.044.843 23,82 684.452.060.732 92,41 867.037.105.575 57,52 31/03/20040102020199 Total 766.653.183.008 100,00 740.628.817.474 100,00 1.507.282.000.482 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102020101 Cidade de Deus Cia Cial de Participações 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010202010101 Nova Cidade de Deus Participações S.A.

48.594.139/0001-37/Brasileira/SP 2.204.062.097 44,22 0 0,00 2.204.062.097 44,22 31/03/2004010202010102 Fundação Bradesco

60.701.521/0001-06/Brasileira/SP 1.629.622.730 32,69 0 0,00 1.629.622.730 32,69 31/03/2004010202010103 Lia Maria Aguiar

003.692.768-68/Brasileira/SP 417.744.408 8,38 0 0,00 417.744.408 8,38010202010104 Lina Maria Aguiar

017.080.078-49/Brasileira/SP 417.744.408 8,38 0 0,00 417.744.408 8,38010202010105 Demais Acionistas 315.378.857 6,33 0 0,00 315.378.857 0,86010202010199 Total 4.984.552.500 100,00 0 0,00 4.984.552.500 100,00

215


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202010101 Nova Cidade de Deus Participações S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.01020201010101 Fundação Bradesco

60.701.521/0001-06/Brasileira/SP 85.895.018 46,30 196.575.069 98,35 282.470.087 73,29 31/03/200401020201010102 Elo Participações S.A.

02.863.655/0001-19/Brasileira/SP 89.616.904 53,70 0 0,00 89.616.904 25,85 31/03/200401020201010103 Caixa Benef. dos Funcionários Bradesco

60.514.379/0001-80/Brasileira/SP 0 0,00 3.301.691 1,65 3.301.691 0,86 31/03/200401020201010199 Total 175.511.922 100,00 199.876.760 100,00 375.388.682 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020201010101 Fundação Bradesco 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020201010102 Elo Participações S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102020101010201 Acionistas com Participação Inferior 5% -

Brasileira/SP 103.033.675 100,00 61.148.836 100,00 164.182.511 100,00 31/03/20040102020101010299 Total 103.033.675 100,00 61.148.836 100,00 164.182.511 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102020101010201 Acionistas com Participação Inferior 5% 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020201010103 Caixa Benef. dos Funcionários Bradesco 31/03/2004



216










Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102020103 Gespar S/C Ltda. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010202010301 Jumpur Trading Internacional Sociedade/

Portuguesa 9.990.000 99,90 0 0,00 9.990.000 99,90 31/03/2004010202010302 Espírito Santo Investimentos S.A. 10.000 0,10 0 0,00 10.000 0,10 31/03/2004010202010399 Total 10.000.000 100,00 0 0,00 10.000.000 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202010301 Jumpur Trading Internacional Sociedade 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202010302 Espírito Santo Investimentos S.A. 31/03/2004



217


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102020104 NFC Participações S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010202010401 Fundação Bradesco

60.701.521/0001-06/Brasileira/SP 14.331.333 25,10 50.828.750 100,00 65.160.083 60,38 31/03/2004010202010402 Cidade de Deus Cia Cial de Participações

48.594.139/0001-37/Brasileira/SP 41.979.583 73,54 0 0,00 41.979.583 38,90 31/03/2004010202010403 Nova Cidade de Deus Participações S.A.

48.594.139/0001-37/Brasileira/SP 777.000 1,36 0 0,00 777.000 0,72 31/03/2004010202010499 Total 57.087.916 100,00 50.828.750 100,00 107.916.666 100,00






Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202010402 Cidade de Deus Cia Cial de Participações 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010202010403 Nova Cidade de Deus Participações S.A. 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102020105 Demais Acionistas 31/03/2004



218


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social010203 Camargo Corrêa Energia S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.01020301 Camargo Corrêa S.A.

01.098.905/0001-09/Brasileira/SP 47.078.920 74,45 12.380.716 19,58 59.459.636 47,02 31/03/200401020302 Ativia Participações Ltda.

04.481.194/0001-45/Brasileira 16.152.900 25,55 50.851.100 80,42 67.004.000 52,98 31/03/200401020303 Demais Acionistas 0 0,00 4 0,00 4 0,0001020399 Total 63.231.820 100,00 63.231.820 100,00 126.463.640 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020301 Camargo Corrêa S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102030101 Paticipações Morro Vermelho Ltda.

43.080.225/0001-08/Brasileira/SP 47.994 99,99 91.199 99,99 139.193 99,99 31/03/20040102030105 Demais Acionistas 6 0,01 1 0,01 7 0,010102030199 Total 48.000 100,00 91.200 100,00 139.200 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102030101 Participações Morro Vermelho Ltda. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010203010101 Dirce Navarro de Camargo Penteado

151.561.998-28/Brasileira/SP 804.240 6,17 108.000 100,00 912.240 6,94010203010102 Rosana Camargo de Arruda Botelho

535.804.358-68/Brasileira/SP 4.078.857 31,28 0 0,00 4.078.857 31,02010203010103 Renata de Camargo Nascimento

535.804.608-97/Brasileira/SP 4.078.857 31,28 0 0,00 4.078.857 31,02010203010104 Regina de Camargo Pires Oliveira Dias

153.204.398-81/Brasileira/SP 4.078.755 31,27 0 0,00 4.078.755 31,02010203010105 Demais Acionistas

Brasileira 191 0,00 0 0,00 191 0,00010203010199 Total 13.040.900 100,00 108.000 100,00 13.148.900 100,00


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01020302 Ativia Participações Ltda. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0102030201 Camargo Corrêa Transportes S.A.

02.372.232/0001-04/Brasileira/SP 63.378.213 99,99 0 0,00 63.378.213 99,99 31/03/20040102030202 Camargo Corrêa S.A.

01.098.905/0001-09/Brasileira/SP 1 0,01 0 0,00 1 0,01 31/03/20040102030299 Total 63.378.214 100,00 0 0,00 63.378.214 100,00

219


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102030201 Camargo Corrêa Transportes S.A. 31/03/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.010203020101 Camargo Corrêa















Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social02 521 Participações S.A. 13/08/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0201 Fundo de Renda Fixa IV 412.216 15,70 0 0,00 412.216 15,70 31/03/2004

00.822.055/0001-87-Brasileira0202 Fundo Mutuo Inv Ações BB Carteira Livre 2.213.303 84,30 0 0,00 2.213.303 84,30 31/03/2004

73.899.742/0001-74-Brasileira0203 Demais Acionistas 5 0,00 0 0,00 5 0,00 31/03/2004

Brasileira0299 Total 2.625.524 100,00 0 0,00 2.625.524 100,00

220


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0201 Fundo de Renda Fixa IV 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0202 Fundo Mútuo Inv. Ações BB Carteira Livre 31/03/2003








Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social03 Bonaire Participações S.A. 13/08/2004


Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0301 Mellon Energia Fundo de Invest. em Ações

02.178.371/0001-93/Brasileira/SP 64.949.266 95,91 0 0,00 64.949.266 95,91 31/03/20040302 Mellon Energia SP II Fundo de Invest



Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0301 Mellon Energia Fundo de Invest. em Ações 31/03/2004



221


Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0302 Mellon Energia SP II Fundo de Invest.. 31/03/2004




Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social04 BNDES Participações 13/08/2004



07.01 - REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO

Participação dos Administradores Valor da Remuneração no Lucro Global dos Administradores (Reais Mil) PeriodicidadeNão 8.200 Anual

07.02 - PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS

1 - Data Final do Último Exercício Social: 31/12/20032 - Data Final do Penúltimo Exercício Social: 31/12/20023 - Data Final do Antepenúltimo Exercício Social: 31/12/2001

Valor do Valor do Valor do Último Penúltimo Antepenúltimo

Exercício Exercício Exercício Item Descrição das Participações e Contribuições (Reais Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Participações-Debenturistas 0 0 002 Participações-Empregados 0 0 003 Participações-Administradores 8.200 3.542 4.67604 Partic.-partes Beneficiárias 0 0 005 Contribuições Fdo. Assistência 0 0 006 Contribuições Fdo. Previdência 0 0 007 Outras Contribuições 0 0 008 Lucro Líquido no Exercício 0 0 009 Prejuízo Líquido no Exercício 297.392 696.063 232.870

09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESA

A CPFL Energia foi constituída em 20 de março de 1998, tendo por objeto a participação no capital de outras sociedades.Na qualidade de empresa holding ela não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxo de caixapróprio. Suas receitas são provenientes dos resultados de seus investimentos, bem como de aplicações financeiras.

Em 05 de novembro de 1997 foi realizado na BOVESPA o leilão de desestatização da CPFL Paulista. O processo dedesestatização deu-se por meio da alienação, em lote único, de 57,60% das suas ações ordinárias, representativas de41,06% do capital social total. O grupo vencedor do leilão, formado pela VBC, pela 521 Participações e pela Bonaire,passou a deter através da controlada, em conjunto DOC4, 66,98% do capital votante e 47,84% do capital total da CPFLPaulista,

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Em 19 de novembro de 1999, foram realizadas, simultaneamente, por meio de leilão na BOVESPA, oferta pública devenda, pela CESP, de ações ordinárias e preferenciais de emissão da CPFL Paulista, de sua titularidade e oferta pública decompra, pela DOC4, de ações da CPFL Paulista de titularidade de acionistas minoritários. Tal operação resultou naaquisição, pela DOC 4, de 25,28% das ações ordinárias e 79,82% das ações preferenciais da CPFL Paulista, passando adeter 91,89% de seu capital votante e 90,38% de seu capital total.

A CPFL Energia e os Acionistas Controladores participavam, até 15 de dezembro de 1999, diretamente do capital socialda DOC4 que controlava a CPFL Paulista, detendo 92,27% do capital votante desta sociedade e 88,97% do seu capital total.Na mesma data, a CPFL aprovou a incorporação de sua controladora DOC4, com a conseqüente extinção desta última. Apartir da referida incorporação, os acionistas da DOC4 passaram a participar diretamente do capital social da CPFLPaulista.

Em setembro de 2000, os acionistas da CPFL Paulista deliberaram a separação de suas atividades de geração e distribuiçãode energia elétrica, que passaram a ser desenvolvidas por sociedades distintas. Assim, o objeto social da CPFL Paulistapassou a ser primordialmente a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica. Aparcela cindida, correspondente à atividade de geração de energia elétrica, foi incorporada pela CPFL Geração, cujas açõesforam distribuídas aos acionistas da CPFL Paulista, na proporção de suas participações na mesma. À época da cisão, aCPFL Energia detinha 21,20% da CPFL Paulista e 21,20% da CPFL Geração.

Em dezembro de 2001, a VBC capitalizou a participação por ela detida na Semesa S.A. na CPFL Geração. Em agosto de2002, quando da conclusão da restruturação da Companhia, todos os ativos que seus acionistas detinham na CPFL Paulista,na CPFL Geração foram, por meio de aumento do capital da Companhia, incorporados na Companhia. Nesta mesma datahouve a criação da CPFL Brasil. Em 01 de janeiro de 2003, a CPFL Geração transferiu 19 PCHs bem como ativos e passivos relacionados à atividade degeração de energia elétrica, para a sua controlada Nova I, operação que foi devidamente aprovada pela ANEEL.

Em 06 de agosto de 2002, os acionistas controladores da CPFL Energia, com o objetivo de reestruturar seus investimentosnos setores de distribuição e geração de energia elétrica, decidiram transferir suas participações diretas nas empresasCompanhia Paulista de Força e Luz – CPFL e CPFL Geração S.A., para Sociedade, essa capitalização visou a consolidaçãodos ativos de geração e distribuição de energia elétrica e simplificação de sua organização operacional e societária. Apóseste evento, a Sociedade passa a deter 95,09% de participação (1) no capital total da CPFL e 95,62% no capital total daCPFL Geração. Esta reestruturação visou propiciar, dentre outros, os seguintes benefícios: (a) Maior integraçãooperacional das empresas do grupo; (b) Racionalização do uso dos recursos financeiros; (c) Viabilização de novos projetosde geração de energia elétrica.

Em 20 de outubro de 2003, os acionistas controladores da CPFL Energia, com o objetivo de alavancar recursos e darsegmento a restruturação dos investimentos, decidiram alienar para o BNDES Participações S.A., 3,42% do capital totalda Sociedade, reduzindo suas participações proporcionalmente, às participações detidas naquela data.

09.03 - PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOS

A Sociedade por sua característica não operacional, de empresa holding de participações no setor elétrico, nos segmentosda distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, sofre indiretamente os efeitos de sazonalidade de suascontroladas operacionais.

Crise do Setor Elétrico

Uma combinação de fatores ocorridos nos últimos anos provocou a recente crise energética no Brasil. Do ponto de vistameteorológico, uma seca prolongada baixou o nível de água dos reservatórios das empresas geradoras de energia elétrica,que chegaram a níveis críticos, comprometendo a capacidade de geração no curto prazo. No primeiro semestre de 2001, aperspectiva de que a demanda de energia elétrica pudesse superar a capacidade de geração, impôs a necessidade de controledo consumo de energia elétrica, por meio de racionamento. Adicionalmente, as mudanças estruturais e regulatóriasimplementadas no setor provocaram uma fase de transição de mercado, causando efeitos adversos no fornecimento deenergia elétrica. Ainda, o aumento da capacidade de geração não acompanhou o crescimento econômico do País.

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Racionamento de Energia Elétrica

Devido à escassez de energia elétrica no mercado brasileiro, que poderia se agravar durante o período de inverno por faltade chuvas, o Governo Federal implementou um programa de racionamento em junho de 2001. As medidas adotadasincluíam a suspensão do fornecimento de energia para fins ornamentais e de propaganda e para realização de eventosesportivos noturnos, regimes especiais de tarifação, o estabelecimento de metas de consumo e multas, além dapossibilidade de corte no fornecimento caso os limites estabelecidos não fossem atendidos.

Em vista do aumento do nível de água nos reservatórios em novembro de 2001, o Governo Federal adotou medidas decontrole de consumo de energia mais brandas do que as normas até então vigentes. A nova regra considerava o tipo deconsumidor e as condições do reservatório na região onde o consumidor estava localizado.

Em fevereiro de 2002, o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento de consumo de energia. Com o fim doracionamento, os níveis de consumo de energia elétrica aumentaram, mas não voltaram aos patamares observados antes doracionamento e não é possível precisar quanto tempo será necessário para que o consumo de energia elétrica volte a atingirtais patamares. Adicionalmente, o nível de água dos reservatórios pode baixar novamente, obrigando o Governo Federal atomar novas medidas para redução do consumo de energia que poderiam ter um impacto negativo na economia brasileira.

Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional do sistema Elétrico – NOS, não prevê para os próximos anosum novo programa de racionamento.

Apesar da grande diversidade econômica de suas áreas de concessão, baseadas na indústria, serviços e agropecuáriaprincipalmente açúcar, álcool e laranja, que não favorece períodos de sazonalidade, o programa de racionamento, acimamencionado, estabelecido pelo Governo Federal promoveu a partir de sua implementação uma redução atípica do consumode energia elétrica em todas as classes de clientes atendidas pelas concessionárias distribuidoras de energia.

14.02 - INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS

ANÁLISE DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

Seguem abaixo as informações financeiras e análise dos resultados consolidados da CPFL Energia S.A., para os exercíciosfindos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, cujas demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil, normas complementares editadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e pelaCVM – Comissão de Valores Mobiliários.

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• Efeitos da Reorganização Societária

Em 2003, a receita operacional líquida consolidada da CPFL Energia foi de R$ 6,057 bilhões, contra R$ 3,305 bilhões em2002. Esse crescimento da receita da holding decorreu principalmente do efeito da reorganização societária, ocorrido emagosto de 2002, quando houve o aumento das participações no capital social das controladas CPFL Paulista de (22,15%para 94,94%) e CPFL Geração (de 5,90% para 95,62%), com efeito retroativo a junho de 2002.

• Análise Financeira

A CPFL Energia, como holding de controle, não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxode caixa próprio.

A redução do resultado líquido negativo consolidado em 2003, no valor de R$ 398.671 mil ou 57,28%, decorreprincipalmente: (a) da redução do nível de endividamento aliada a redução dos indexadores que corrigiram os passivos daCPFL Energia e de suas controladas, gerando melhora no resultado financeiro líquido e, (b) do resultado operacionalpositivo da CPFL Brasil.

Para fins comparativos, sob a ótica de informações consolidadas, em 2003 todos os itens de resultado das controladasCPFL Paulista e CPFL Geração foram consolidados integralmente. Em 2002, os resultados do primeiro semestre, dessascontroladas, foram consolidados proporcionalmente às participações detidas naquela data; para o segundo semestre, aconsolidação foi efetuada integralmente. Aliado aos fatores expostos anteriormente, houve o ingresso do resultado dacontrolada CPFL Brasil, que iniciou suas atividades em janeiro de 2003.

Assim, a análise financeira comparativa entre os itens de resultados consolidados, apresentados nos exercícios de 2003 e2002, não pode ser estabelecida em bases isonômicas. As variações verificadas individualmente nas empresas controladas,e as respectivas considerações, fazem parte do Relatório da Administração das mesmas.

GERAÇÃO DE CAIXA

O caixa do Grupo CPFL foi suprido durante o ano de 2003, principalmente pela capitalização de R$ 1.550 milhões, pelosempréstimos de curto e longo prazo e pelas operações de fornecimento e suprimento de energia das empresas do GrupoCPFL. Estes recursos destinaram-se a suprir as obrigações correntes de caixa como capital de giro, despesas de capital,repactuação de dívida e pagamento de dividendos e proventos.

ENDIVIDAMENTO

Em 31 de dezembro de 2003, a dívida da CPFL Energia era de R$ 859.705 mil, sendo que, desse total, R$ 137.715 milreferem-se a encargos vencíveis no curto prazo das 90.000 debêntures relacionadas à 1ª série da 2ª emissão, colocadas pelasociedade em 1º de abril de 2003, e representando uma redução de R$ 1.569.905 mil na dívida de 31 de dezembro de 2002(curto prazo).

Ao final de 2003, a posição de curto prazo representava 16% do total da dívida - enquanto em 2002 o curto prazorepresentou 100% da dívida total.

A redução da dívida líquida, da ordem de R$ 929.091 mil, ou 54,4%, passando de R$ 1.707.458 mil (2002) para R$778.367 mil (2003), deveu-se ao aporte de capital realizado em abril de 2003, com o objetivo da liquidação das NotasPromissórias.

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INVESTIMENTOS

Em 2003, a CPFL Energia aumentou em 76% os investimentos nas controladas, sendo investidos R$ 564 milhões nasatividades de geração e distribuição.

Nas distribuidoras de energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, os investimentos de R$ 233 milhões foramdirecionados principalmente para o atendimento a novos clientes, manutenção do sistema elétrico, além de investimentosmenores em demandas regulatórias e modernização do sistema de distribuição.

Nas empresas de geração de energia, os investimentos consolidados montaram R$ 331 milhões em 2003 (13% maior doque em 2002) e destinaram-se a continuidade da construção dos novos empreendimentos hidrelétricos, Barra Grande,CERAN e Campos Novos, e obras de repotencialização e modernização de PCH’s.

APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ADAPTADAS ÀS PRÁTICAS DE DIVULGAÇÃONORTE AMERICANAS

No âmbito da distribuição pública primária e secundária de ações da CPFL Energia, elaboramos as demonstraçõesfinanceiras auditadas em 31 de dezembro de 2003 e 2002 e para os três exercícios no período findo em 31 de dezembro de2003, e as demonstrações financeiras não auditadas em 30 de junho de 2004 e para os períodos de seis meses findos em30 de junho de 2004 e 2003. Na elaboração destas demonstrações financeiras, efetuamos determinados ajustes,reclassificações, modificações e mudanças de terminologias com o objetivo de adaptá-las às práticas de divulgações norteamericanas (ver nota 2 das respectivas demonstrações). Como resultado, tais demonstrações possuem diferenças emrelação as nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas e Informações Trimestrais, elaboradas de acordo com alegislação societária. Adicionalmente, tais demonstrações são apresentadas de forma combinada para os exercícios sociaisencerrados anteriormente a nossa Reestruturação de 2002.

Em agosto de 2002, concluímos uma transação pela qual adquirimos de nossos acionistas controladores nossas atuaisparticipações no capital de nossas principais subsidiárias. Antes desta data, nossos principais acionistas separadamentecompartilhavam direta e indiretamente o controle da CPFL Paulista (e, por meio da CPFL Paulista, CPFL Piratininga eRGE) e da CPFL Geração. Em dezembro de 1999 e outubro de 2001, nossos acionistas controladores executaram acordosde acionistas relativos a CPFL Paulista e a CPFL Geração, respectivamente, para estabelecer formalmente as bases docontrole sobre a Paulista e Geração. Em março de 2002, nossos acionistas celebraram um acordo de acionistas em relaçãoa nossa Companhia que estabeleceu as bases para o controle sobre todos os investimentos de nossos acionistascontroladores.

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19.06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Controlada/Coligada : COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ - CPFL

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 7.965.912 8.679.177 7.584.4401.01 Ativo Circulante 1.176.180 1.685.470 887.9591.01.01 Disponibilidades 95.469 43.111 11.4851.01.02 Créditos 993.880 1.587.859 824.2591.01.02.01 Consumidores e Concessionárias 781.280 794.075 582.4531.01.02.02 Coligadas, Controladas ou Controladora 28.699 170.276 91.8861.01.02.03 Devedores Diversos 73.081 293.834 14.4991.01.02.04 Títulos e Valores Mobiliários 0 0 01.01.02.05 Tributos a Compensar 89.676 143.421 114.6461.01.02.06 Provisão Créditos Liquidação Duvidosa (19.891) (14.380) (19.318)1.01.02.07 Diferimento Custos Tarifários 36.144 193.306 30.0731.01.02.08 Despesas Pagas Antecipadamente 4.891 7.327 10.0201.01.03 Estoques 4.402 4.755 6.8851.01.04 Outros 82.429 49.745 45.3301.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.653.590 2.440.079 1.614.8081.02.01 Créditos Diversos 2.428.464 2.093.023 1.517.9631.02.01.01 Consumidores e Cencessionárias 602.638 581.562 506.7501.02.01.02 Devedores Diversos 147.912 217.064 01.02.01.03 Depósitos Judiciais 62.590 50.633 51.2561.02.01.04 Títulos e Valores Mobiliários 850 850 8501.02.01.05 Tributos a Compensar 12.015 0 01.02.01.06 Créditos Fiscais Diferidos 231.848 99.120 27.4971.02.01.07 Adiantamento Futuro Aumento de Capital 714.938 871.455 784.9011.02.01.08 Diferimento Custos Tarifários 655.673 272.339 146.7091.02.01.09 Despesas Pagas Antecipadamente 0 0 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 149.924 264.862 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 149.924 264.862 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 75.202 82.194 96.8451.03 Ativo Permanente 4.136.142 4.553.628 5.081.6731.03.01 Investimentos 1.050.125 1.135.409 1.328.9971.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 1.017.908 1.102.831 1.294.5641.03.01.03 Outros Investimentos 32.217 32.578 34.4331.03.02 Imobilizado 1.304.148 1.363.324 1.420.6821.03.02.01 Imobilizado 1.676.079 1.704.780 1.736.2781.03.02.02 (-) Obrig. Esp Vinculadas a Concessão (371.931) (341.456) (315.596)1.03.03 Diferido 1.781.869 2.054.895 2.331.994

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19.06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)


Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 7.965.912 8.679.177 7.584.4402.01 Passivo Circulante 1.328.903 1.861.478 1.140.7492.01.01 Empréstimos e Financiamentos 581.929 952.726 326.8552.01.01.01 Encargos de Dívidas 32.148 31.598 34.7852.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 549.781 921.128 292.0702.01.02 Debêntures 80.664 73.397 63.7162.01.02.01 Encargos de Debêntures 80.664 73.397 63.7162.01.02.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 352.996 435.293 360.1742.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 187.045 123.142 150.0162.01.05 Dividendos a Pagar 4.675 13.873 11.8072.01.06 Provisões 0 99.489 75.9262.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 44.8862.01.08 Outros 121.594 163.558 107.3692.01.08.01 Folha de Pagamento 1.908 2.423 1.5262.01.08.02 Entidade de Previdencia Privada 27.130 27.425 20.6792.01.08.03 Taxas Regulamentares 20.096 65.132 18.9532.01.08.04 Participações nos Lucros e Resultados 4.851 6.189 5.8812.01.08.05 Obrigações Estimadas 12.640 12.047 11.9002.01.08.06 Diferimento de Ganhos Tarifários 0 0 02.01.08.07 Outros 54.969 50.342 48.4302.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 3.552.790 3.692.645 2.606.0702.02.01 Empréstimos e Financiamentos 1.365.499 1.716.007 1.046.0092.02.02 Debêntures 941.654 889.784 771.4822.02.03 Provisões 171.689 19.358 19.3582.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 1.073.948 1.067.496 769.2212.02.05.01 Fornecedores 187.797 158.270 195.2942.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 651.642 681.525 550.1612.02.05.03 Impostos, Taxas e Contribuições 137.955 0 02.02.05.04 Adiantamento Futuro Aumento de Capital 0 222.164 02.02.05.05 Diferimento de Ganhos Tarifários 96.554 5.537 22.9942.02.05.06 Outros 0 0 7722.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 3.084.219 3.125.054 3.837.6212.05.01 Capital Social Realizado 3.044.835 3.044.835 3.214.4172.05.02 Reservas de Capital 39.384 80.219 594.5082.05.02.01 Reserva de Capital 198.606 239.386 828.4432.05.02.02 Ações em Tesouraria (166.085) (166.085) (240.853)2.05.02.03 Outras 6.863 6.918 6.9182.05.03 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 0 0 28.6962.05.04.01 Legal 0 0 28.6962.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.02.01 Ações em Tesouraria 0 0 02.05.04.02.02 Reserva de Lucro 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 0 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.04.07.01 Recursos Destinados a Aumento de Capital 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

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19.07 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)


01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20013.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 4.461.371 3.844.183 3.769.959

3.02 Deduções da Receita Bruta (1.124.849) (893.201) (713.689)

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 3.336.522 2.950.982 3.056.270

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (2.543.691) (2.072.620) (2.131.648)

3.04.01 Energia Comprada p/ Revenda (1.731.388) (1.369.915) (1.482.766)

3.04.02 Enc. de Uso do Sist de Transm. e Distr. (239.419) (155.675) (197.462)

3.04.03 Pessoal (112.855) (91.946) (96.916)

3.04.04 Entidade de Previdência Privada (45.868) (101.256) (5.347)

3.04.05 Material (10.205) (3.668) (11.862)

3.04.06 Serviços de Terceiros (46.811) (55.889) (23.268)

3.04.07 Depreciação e Amortização (137.688) (107.993) (130.373)

3.04.08 Conta de Consumo de Combustível - CCC (211.289) (181.826) (177.967)

3.04.09 Outras (8.168) (4.452) (5.687)

3.05 Resultado Bruto 792.831 878.362 924.622

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (825.381) (1.313.709) (867.062)

3.06.01 Com Vendas (54.020) (92.675) (78.766)

3.06.02 Gerais e Administrativas (177.664) (170.899) (122.019)

3.06.03 Financeiras (337.043) (575.006) (307.923)

3.06.03.01 Receitas Financeiras 401.861 506.369 285.557

3.06.03.02 Despesas Financeiras (738.904) (1.081.375) (593.480)

3.06.03.02.01 Juros s/Capital Próprio 0 0 0

3.06.03.02.02 Outras Despesas Financeiras (738.904) (1.081.375) (593.480)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais (302.883) (294.893) (314.171)

3.06.05.01 Ágio por Incorporação (289.706) (289.706) 0

3.06.05.02 Outras (13.177) (5.187) 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 46.229 (180.236) (44.183)

3.07 Resultado Operacional (32.550) (435.347) 57.560

3.08 Resultado Não Operacional 1.525 (1.375) 3.503

3.08.01 Receitas 6.252 2.544 7.223

3.08.02 Despesas (4.727) (3.919) (3.720)

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações (31.025) (436.722) 61.063

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 922 65.303 (52.180)

3.10.01 Imposto de Renda (2.963) 44.213 (36.319)

3.10.02 Contribuição Social 3.885 21.090 (15.861)

3.11 IR Diferido 0 0 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias (10.677) (10.677) 0

3.12.01 Participações 0 0 0

3.12.02 Contribuições (10.677) (10.677) 0

3.12.02.01 Item Extraordinário Líq de Tributos (10.677) (10.677) 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício (40.780) (382.096) 8.883

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA

(Unidades) 35.136.079.904 35.136.079.904 37.326.607.244

LUCRO POR AÇÃO 0,00024

PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00116) (0,01087)

229

19.08.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A31/12/2003 (Reais Mil)


Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.044.835 80.219 0 0 0 3.125.0545.02 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 0 05.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 (40.835) 0 0 0 (40.835)5.09 Saldo Final 3.044.835 39.384 0 0 0 3.084.219




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.214.417 594.508 0 28.696 0 3.837.6215.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social (169.582) 169.582 0 0 0 05.03.01 Cancelamento de Ações em Tesouraria (169.582) 169.582 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 (166.085) 0 0 0 (166.085)5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (382.096) (382.096)5.07 Destinações 0 (164.386) 0 0 0 (164.386)5.08 Outros 0 (353.400) 0 (28.696) 382.096 05.08.01 Compensação do Prejuízo do Exercício 0 (353.400) 0 (28.696) 382.096 05.09 Saldo Final 3.044.835 80.219 0 0 0 3.125.054




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3.214.417 1.021.857 0 28.252 0 4.264.5265.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 (169.582) 0 0 0 (169.582)5.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 (71.271) 0 0 0 (71.271)5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 8.883 8.8835.07 Destinações 0 (186.496) 0 444 (444) (186.496)5.08 Outros 0 0 0 0 (8.439) (8.439)5.09 Saldo Final 3.214.417 594.508 0 28.696 0 3.837.621

230


Controlada/Coligada : CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA S/A

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20011 Ativo Total 1.154.241 1.345.773 1.108.2681.01 Ativo Circulante 142.151 253.016 451.0901.01.01 Disponibilidades 810 46.502 64.6581.01.02 Créditos 133.147 199.171 373.5471.01.02.01 Consumidores e Concessionárias 47.798 169.579 202.4001.01.02.02 Rendas a Receber 85.349 29.592 01.01.02.03 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0 171.1471.01.03 Estoques 0 18 1191.01.04 Outros 8.194 7.325 12.7661.01.04.01 Devedores Diversos - Trib. a Compensar 7.256 3.352 6.9541.01.04.02 Outros 938 3.973 5.8121.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 134.371 170.300 3.9321.02.01 Créditos Diversos 54.280 35.729 3.9291.02.01.01 Créditos Tributários 52.045 33.079 491.02.01.02 Tributos Compensáveis 2.235 2.650 3.8801.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 73.676 134.568 01.02.02.01 Com Coligadas 0 0 01.02.02.02 Com Controladas 73.676 134.568 01.02.02.02.01 Adiantamento p/ Futuro Aum. de Capital 35.670 84.604 01.02.02.02.02 Outros 38.006 49.964 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0 01.02.03 Outros 6.415 3 31.03 Ativo Permanente 877.719 922.457 653.2461.03.01 Investimentos 877.349 767.301 508.3961.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 767.301 508.3961.03.01.03 Outros Investimentos 0 0 01.03.02 Imobilizado 370 155.156 144.8501.03.03 Diferido 0 0 0

231



Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 1.154.241 1.345.773 1.108.2682.01 Passivo Circulante 95.141 299.967 114.5612.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.237 4.293 2662.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 6.054 21.854 25.1862.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 1.377 3.681 49.4752.01.05 Dividendos a Pagar 2.703 22.723 22.7232.01.06 Provisões 258 225 1932.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 79.095 241.586 11.1792.01.08 Outros 4.417 5.605 5.5392.01.08.01 Entidade de Previdencia Privada 567 613 1.0682.01.08.02 TAxas Regulamentares 998 1.416 1.4172.01.08.03 Obrigações Estimadas 34 760 4422.01.08.04 Outros 2.818 2.816 2.6122.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 368.252 355.096 252.8542.02.01 Empréstimos e Financiamentos 5.309 25.203 15.0852.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 0 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 350.000 315.965 227.1642.02.05 Outros 12.943 13.928 10.6052.02.05.01 Entidade de Previdência Privada 12.943 13.928 10.6052.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0 02.05 Patrimônio Líquido 690.848 690.710 740.8532.05.01 Capital Social Realizado 689.618 689.618 667.8002.05.02 Reservas de Capital 0 0 02.05.03 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 1.230 1.092 73.0532.05.04.01 Legal 1.230 1.092 4.8832.05.04.02 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 0 0 68.1702.05.04.06 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

232



01/01/2003 a 01/01/2002 a 01/01/2001 a

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 3.323 100.130 250.412

3.02 Deduções da Receita Bruta (2.308) (14.533) (10.190)

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.015 85.597 240.222

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.460) (55.996) (79.626)

3.05 Resultado Bruto (445) 29.601 160.596

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (17.551) (124.144) (6.414)

3.06.01 Com Vendas 0 0 0

3.06.02 Gerais e Administrativas (5.406) (6.275) (1.083)

3.06.03 Financeiras (60.291) (105.293) (5.662)

3.06.03.01 Receitas Financeiras 25.582 15.529 306

3.06.03.02 Despesas Financeiras (85.873) (120.822) (5.968)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais (45.725) (43.993) (420)

3.06.05.01 Amortização do Ágio do Investimento (45.725) (42.645) 0

3.06.05.02 Outras 0 (1.348) (420)

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 93.871 31.417 751

3.07 Resultado Operacional (17.996) (94.543) 154.182

3.08 Resultado Não Operacional 24.722 (2.663) (6.462)

3.08.01 Receitas 24.722 0 0

3.08.02 Despesas 0 (2.663) (6.462)

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 6.726 (97.206) 147.720

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0 0 (50.064)

3.11 IR Diferido 18.855 32.927 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias (216) (216) 0

3.12.01 Participações 0 0 0

3.12.02 Contribuições (216) (216) 0

3.12.02.01 Ítem Extraordinário (216) (216) 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio (22.588) (6.587) 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 2.777 (71.082) 97.656

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA(Mil) 137.487.533.164 137.487.533.164 133.807.707.140

LUCRO POR AÇÃO 0,00002 0,00073

PREJUÍZO POR AÇÃO (0,00052)

233




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 689.618 0 0 1.092 0 690.7105.02 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 2.777 2.7775.07 Destinações 0 0 0 138 (2.777) (2.639)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 689.618 0 0 1.230 0 690.848




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 667.800 0 0 73.053 0 740.8535.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 21.818 0 0 0 0 21.8185.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 (879) 0 (879)5.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 (71.082) (71.082)5.07 Destinações 0 0 0 (71.082) 71.082 05.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 689.618 0 0 1.092 0 690.710

19.08.03- DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)



Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 119.653 0 0 0 (1.880) 117.7735.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 548.147 0 0 0 0 548.1475.04 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 97.656 97.6565.07 Destinações 0 0 0 73.053 (95.776) (22.723)5.07.01 Constituição de Reserva Legal 0 0 0 4.883 (4.883) 05.07.02 Constituição de Reserva de Investimentos 0 0 0 68.170 (68.170) 05.07.03 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (22.723) (22.723)5.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 667.800 0 0 73.053 0 740.853

234


Controlada/Coligada : CPFL COMERCIALIZAÇÃO BRASIL S.A.

Código Descrição 31/12/2003 31/12/20021 Ativo Total 114.527 31.01 Ativo Circulante 82.746 31.01.01 Disponibilidades 11.422 01.01.02 Créditos 68.953 01.01.02.01 Consumidores e Concessionárias 54.779 01.01.02.02 Tributos a Compensar 14.174 01.01.03 Estoques 0 01.01.04 Outros 2.371 31.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 31.242 01.02.01 Créditos Diversos 0 01.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 31.242 01.02.02.01 Com Coligadas 31.242 01.02.02.02 Com Controladas 0 01.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 01.02.03 Outros 0 01.03 Ativo Permanente 539 01.03.01 Investimentos 0 01.03.01.01 Participações em Coligadas 0 01.03.01.02 Participações em Controladas 0 01.03.01.03 Outros Investimentos 0 01.03.02 Imobilizado 539 01.03.03 Diferido 0 0

235



Código Descrição 31/12/2003 31/12/20022 Passivo Total 114.527 32.01 Passivo Circulante 114.523 02.01.01 Empréstimos e Financiamentos 0 02.01.02 Debêntures 0 02.01.03 Fornecedores 33.883 02.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 28.517 02.01.05 Dividendos a Pagar 50.741 02.01.06 Provisões 0 02.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 1.382 02.01.08.01 Folha de Pagamento 36 02.01.08.02 Participações nos Lucros e Resultados 23 02.01.08.03 Obrigações Estimadas 54 02.01.08.04 Outras 1.269 02.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 0 02.02.01 Empréstimos e Financiamentos 0 02.02.02 Debêntures 0 02.02.03 Provisões 0 02.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 0 02.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.05 Patrimônio Líquido 4 32.05.01 Capital Social Realizado 3 32.05.02 Reservas de Capital 0 02.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 1 02.05.04.01 Legal 1 02.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0

236



01/01/2003 a 01/01/2002 a

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 335.533 0

3.02 Deduções da Receita Bruta (22.720) 0

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 312.813 0

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (234.331) 0

3.05 Resultado Bruto 78.482 0

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (1.628) 0

3.06.01 Com Vendas (7.172) 0

3.06.02 Gerais e Administrativas 0 0

3.06.03 Financeiras 5.544 0

3.06.03.01 Receitas Financeiras 7.726 0

3.06.03.02 Despesas Financeiras (2.182) 0

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0

3.07 Resultado Operacional 76.854 0

3.08 Resultado Não Operacional 8 0

3.08.01 Receitas 8 0

3.08.02 Despesas 0 0

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 76.862 0

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (26.120) 0

3.10.01 Contribuição Social (6.919) 0

3.10.02 Imposto de Renda (19.201) 0

3.11 IR Diferido 0 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0

3.12.01 Participações 0 0

3.12.02 Contribuições 0 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 50.742 0

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA(Mil) (Unidades) 300.000 300.000

LUCRO POR AÇÃO 169,14000 0,00000

PREJUÍZO POR AÇÃO

237




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3 0 0 0 0 35.02 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 50.742 50.7425.07 Destinações 0 0 0 1 (50.742) (50.741)5.07.01 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (50.741) (50.741)5.07.02 Constituição de Reserva Legal 0 0 0 1 (1) 05.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 3 0 0 1 0 4




Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 3 0 0 0 0 35.02 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 0 05.07 Destinações 0 0 0 0 0 05.08 Outros 0 0 0 0 0 05.09 Saldo Final 3 0 0 0 0 3


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4. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

• Demonstrações Financeiras da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados

em 31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes

• Demonstrações Financeiras da Rio Grande Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados


• Demonstrações Financeiras da CPFL Energia S.A. relativas aos períodos de seis meses encerrados

em 30.06.2003 e 30.06.2004, objeto de revisão especial pelos auditores independentes

• Demonstrações Financeiras Publicadas da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados


• Informações Trimestrais da CPFL Energia S.A. relativas ao período de seis meses encerrado

em 30.06.2004


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• Demonstrações Financeiras da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados em

31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes


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• Demonstrações Financeiras da Rio Grande Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados em

31.12.2001, 31.12.2002 e 31.12.2003 e respectivos pareceres dos auditores independentes


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30.06.2003 e 30.06.2004, objeto de revisão especial pelos auditores independentes


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• Demonstrações Financeiras Publicadas da CPFL Energia S.A. relativas aos exercícios sociais encerrados



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RELATÓRIO DAADMINISTRAÇÃO

MENSAGEM DA DIRETORIA

O ano de 2002 representou um marco para as empresas do Grupo CPFL. O lançamento da holding CPFL Energia, pela

expressividade dos ativos envolvidos, consolidou um dos mais exemplares processos de reorganização societária

realizados na história do setor elétrico brasileiro.

A CPFL Energia é o resultado da visão de longo prazo, do compromisso e da confiança dos seus controladores no

crescimento e no futuro do Brasil. Seguindo diretrizes e estratégias empresariais claras e consistentes, a CPFL Energia foi

criada para perseguir os seguintes objetivos:

• Ampliar a capacidade de geração própria de energia para atender prioritariamente as necessidades do

mercado atendido por suas distribuidoras;

• Buscar sinergias entre as suas empresas, assegurando ganhos de escala e de eficiência;

• Compartilhar as melhores práticas de planejamento, gestão e operação existentes nas empresas;

• Desenvolver estratégias de gerenciamento de risco inerentes aos negócios de suas empresas;

• Prospectar oportunidades de negócios e serviços no mercado de energia e junto aos consumidores livres.

A CPFL Energia nasceu em um ano difícil. Época de instabilidade na economia e de incertezas na política. No cenário

econômico, as expectativas de guerra no Oriente Médio afetaram significativamente o sistema financeiro, aumentando as

taxas de juros, desvalorizando o câmbio e provocando uma retração das linhas de financiamento de longo prazo. Em

nosso País, 2002 foi um ano repleto das incertezas típicas de um período eleitoral, com preocupações sobre possíveis

mudanças regulatórias, decorrentes de mudança de governo, ao mesmo tempo em que algumas empresas do setor elétrico,

como é o caso da Companhia Paulista de Força e Luz, assimilavam as conseqüências da maior queda de consumo de

energia de sua história.

Apesar desse cenário de dificuldades, os controladores da CPFL Energia — a VBC Energia S.A., formada pelo grupos

Votorantim, Camargo Corrêa e pela Bradespar, a 521 Participações S.A, que representa a Previ e a Bonaire Participações

S.A., que representa os fundos de pensão Fundação Cesp, Petros, Sistel e Sabesprev -- formaram o maior grupo empresarial

do setor elétrico brasileiro, com controle 100% nacional, demonstrando confiança no crescimento do País e oferecendo,

com isso, uma resposta concreta à crise de energia que levou o Brasil ao racionamento nos anos de 2001 e 2002.

Na área de distribuição de energia, apesar dos impactos decorrentes do programa de racionamento de energia elétrica, que

afetou diretamente suas distribuidoras que atuam no Estado de São Paulo (Companhia Paulista de Força e Luz e

Companhia Piratininga de Força e Luz), e, indiretamente, sua distribuidora do Estado do Rio Grande do Sul (Rio Grande

Energia), a CPFL Energia vem obtendo resultados excepcionais em relação à qualidade dos serviços prestados aos seus 5,1

milhões de clientes, distribuídos em 515 municípios e que compõem os mais atrativos e exigentes mercados de energia

elétrica do Brasil.

Em sintonia com as regras de desverticalização setorial, estabelecidas pela legislação, foi criada a CPFL Comercializadora

Brasil Ltda., que, a partir de novembro de 2002, passou a ser responsável pela compra e venda de energia das empresas do

Grupo, contribuindo assim para diminuir os riscos desse negócio para as suas distribuidoras.

Na área de geração, a CPFL Geração de Energia S.A vem atuando de forma a ampliar rapidamente a sua capacidade própria

de geração de energia elétrica e a oferta de energia para o País. Essa estratégia alcançou os seus primeiros resultados já em

2002. Com apenas dois anos de atuação, através da repotenciação de suas Pequenas Centrais Hidrelétricas e da aquisição

de 51% de participação na Usina Hidrelétrica Serra da Mesa, a CPFL Geração aumentou sua capacidade produtiva de 143

MW, em 2000, para 812 MW em 2002, num salto de 467%.

434

Continuando nessa direção, a CPFL Geração iniciou, em parceria com outros investidores, a construção de grandes

empreendimentos hidrelétricos nos estados do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina, que, no total, ampliará a capacidade

de geração do Brasil em 2.785 MW, compreendendo a construção de seis novas usinas hidrelétricas.

Atualmente, os empreendimentos dos quais a CPFL Geração participa representam 28,5% de toda a oferta adicional de

energia elétrica que será disponibilizada pelos aproveitamentos hidrelétricos em construção no Brasil, nos próximos cinco

anos.

Esses empreendimentos, que envolvem investimento total superior a R$ 4,5 bilhões, dos quais a CPFL Geração de Energia

participa com R$ 2,2 bilhões, já absorveram quase R$ 1 bilhão. Aqui, a empresa e seus parceiros já anteciparam

praticamente todo o aporte de capital próprio - equity, que deveria ser realizado ao longo dos 60 meses de construção das

usinas, à espera dos financiamentos, cuja viabilização foi dificultada pela crise do mercado financeiro, no final do ano

passado.

O atraso na obtenção desses financiamentos, bem como a liquidação financeira parcial e tardia das vendas das empresas

da CPFL Energia no MAE - Mercado Atacadista de Energia, refletiram-se na necessidade de tomada de recursos de curto

prazo, com impactos na elevação das despesas financeiras. A volatilidade cambial e a obrigatoriedade da aquisição da

energia de Itaipu contribuíram também para o crescimento dessas despesas. Apesar dessas dificuldades, deve ser destacado

o fato da empresa ter, no final do ano passado, amortizado integralmente, com recursos próprios, a dívida externa da CPFL

Piratininga, no valor de 170 milhões de dólares, cujos efeitos positivos, com certeza, serão sentidos em 2003.

Com o objetivo de preparar a futura abertura do seu capital, a CPFL Energia, desde a sua criação, também vem atuando no

sentido de adaptar-se às diretrizes do Novo Mercado Bovespa, incorporando práticas avançadas de Governança

Corporativa. Esse processo, que alinha os procedimentos das empresas do Grupo às novas tendências internacionais, está

sendo realizado também de acordo com a legislação americana, regida pelo Sarbanes-Oxley Act.

Em 2002, a CPFL Energia intensificou o processo de mudança cultural interna, com o objetivo de incorporar a ética e os

princípios contemporâneos relacionados à Responsabilidade e à Sustentabilidade Corporativa em todos os seus processos de

planejamento e de gestão empresarial. Iniciado em 2001, esse esforço vem colhendo prêmios e reconhecimentos, com a

conquista, pela CPFL Paulista, do Prêmio de melhor empresa distribuidora de energia do Brasil em Responsabilidade Social,

em 2002, concedido pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. Nesse ano, a CPFL

Paulista também foi incluída no Guia Exame de Boa Cidadania Corporativa, fazendo parte das 10 melhores empresas

brasileiras em responsabilidade social.

No final de 2002, a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a CPFL Geração obtiveram a certificação segundo a norma

internacional SA 8000:2001, de Gestão de Responsabilidade Social. Com essa certificação, a CPFL Paulista concluiu o

processo de certificação internacional de todo o Sistema de Gestão Integrado, conforme os padrões normativos de Gestão

da Qualidade (ISO 9001:2000), Gestão do Meio Ambiente (ISO 14001:1996) e Gestão da Saúde e Segurança no Trabalho

(OHSAS 18001:1999).

Essas conquistas permitiram que a CPFL Paulista se transformasse na primeira empresa distribuidora de energia elétrica

do mundo a possuir essas quatro certificações.

Finalmente, a CPFL Energia mantém inabalável sua confiança na capacidade do País de conciliar as demandas de todos

os agentes envolvidos com a busca de soluções para os problemas vividos hoje pelo setor elétrico brasileiro. Nessa direção,

a CPFL Energia está pronta para contribuir com alternativas que assegurem a melhoria da qualidade dos serviços de

distribuição, o aumento da universalização do atendimento e a expansão sustentada da geração de energia, avanços tão

necessários ao crescimento de nosso País.

Com isso, a CPFL Energia reafirma o seu compromisso com o futuro do Brasil.

Wilson Ferreira Jr., Diretor Presidente

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1. HISTÓRICO E ORGANIZAÇÃO SOCIETÁRIA

Em 05 de novembro de 1997 foi realizado na BOVESPA o leilão de desestatização da CPFL Paulista. O processo dedesestatização deu-se por meio da alienação, em lote único, de 57,60% das suas ações ordinárias, representativas de41,06% do capital social total. O grupo vencedor do leilão, consórcio formado pela VBC Energia S.A. (“VBC”), 521Participações S.A. e Bonaire Participações S.A., passou a deter 66,98 % do capital votante e 47,84 % do capital total daCPFL Paulista.

Com o propósito de consolidar sua posição no setor elétrico nacional, a CPFL Paulista através de sua controlada Draft IParticipações S/A (“Draft I”), em consórcio com a Energia Paulista Ltda. - ENERPAULO (empresa controlada pelaEletricidade de Portugal - EDP), adquiriu em setembro de 1998, o controle acionário da Empresa Bandeirante de Energia -EBE (“EBE”), cuja participação da CPFLPaulista correspondia a 32,94% do capital votante e 13,11% de seu capital total.

Em 19 de novembro de 1999, foi realizada Oferta Pública de Venda e Compra de Ações de emissão da CPFL Paulista,realizada na BOVESPA, por conta e ordem da Companhia Energética de São Paulo - CESP e do grupo de controle da CPFLPaulista. Após essa aquisição, os acionistas controladores passaram a deter 91,89% do capital votante e 90,38% do capitaltotal da CPFLPaulista.

Em setembro de 2000, em atendimento aos contratos de concessão, os acionistas da CPFLPaulista deliberaram a separação desuas atividades de geração e distribuição de energia elétrica, que passaram a ser desenvolvidas por sociedades distintas.Assim, o objeto social da CPFL Paulista passou a ser primordialmente a prestação de serviços públicos de distribuição ecomercialização de energia elétrica. A parcela cindida, correspondente à atividade de geração de energia elétrica, foiincorporada pela CPFL Geração, cujas ações foram distribuídas aos acionistas da CPFL Paulista, na proporção de suasparticipações na mesma. À época da cisão, a CPFL Energia (atual denominação da Draft II Participações S.A.) detinha21,20% da CPFLPaulista e 21,20% da CPFLGeração.

Em dezembro de 2001, a VBC capitalizou parcialmente a participação por ela detida na Semesa S.A., na CPFL Geração.Em agosto de 2002, quando da conclusão da reestruturação da Companhia, praticamente todos os ativos que os acionistasda CPFL Energia detinham na CPFL Paulista e na CPFL Geração foram, por meio de aumento do capital, incorporados naDraft II, sendo alterada sua razão social para CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia”). Nesta mesma data também houve acriação da CPFL Brasil.

Em 01 de janeiro de 2003, a CPFL Geração transferiu suas 19 PCH´s e 01 térmica, bem como ativos e passivosrelacionados à atividade de geração de energia elétrica, para a sua controlada Nova I Participações S.A. (“Nova I”),operação que foi devidamente aprovada pela Resolução ANEEL nº 782, de 23 de dezembro de 2002.

Segue a estrutura societária da holding CPFL Energia e suas controladas, em 31/12/2002:

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2. A ATUAÇÃO DA CPFL ENERGIA

Por ser uma holding de controle, as receitas da CPFL Energia são provenientes dos resultados de seus investimentos, bemcomo de aplicações financeiras. Maior grupo privado do setor elétrico brasileiro com capital totalmente nacional, a CPFLEnergia foi responsável por 12,1% de toda a energia elétrica distribuída no Brasil em 2002. Seus serviços na área de distribuição alcançam uma população de 15 milhões de pessoas representadas por 5,1 milhões deunidades consumidoras e localizadas em 515 municípios dos estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul.A Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista), concessionária de serviços públicos de distribuição de energiaelétrica, foi constituída em 16 de novembro de 1912, a partir da fusão de quatro pequenas sociedades prestadoras deserviços de energia elétrica que atuavam no interior paulista. A área de concessão da empresa é de 90,4 mil km2,compreendendo 234 cidades com população de 8,2 milhões de habitantes, o que representa 3 milhões de clientes. Em 2002,a CPFL Paulista distribuiu 18.185 GWh de energia elétrica, com a obtenção de R$ 2,951 bilhões em receita operacionallíquida. Presente no interior paulista e na Baixada Santista, a Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga) atuaem uma área de concessão de 6,8 mil km2, território que abrange 27 municípios, com população de 3 milhões de habitantese 1,2 milhão de clientes. Em 2002, a empresa distribuiu 9.978 GWh e sua receita operacional líquida alcançou a marca deR$ 1,471 bilhão. A Rio Grande Energia S.A (RGE) atua nas regiões Norte e Nordeste do Rio Grande do Sul em uma área de 90 mil km2

formada por 254 municípios. Com uma população atendida de 3,3 milhões de habitantes, em um mercado de 1 milhão declientes, a RGE completou 2002 consolidando um volume de 5.887 GWh distribuídos, desempenho 2,1% superior ao totalde energia distribuído no exercício anterior. Sua receita operacional líquida no ano que passou foi de R$ 909,9 milhões ,13,01% superior ao resultado de 2001, registrado em R$ 805,2 milhões.A CPFL Geração de Energia S.A (CPFL Geração) foi criada para atender a exigência de separação das atividades degeração e de distribuição de energia elétrica, imposta pelo contrato de concessão da CPFL Paulista. Em 29 de setembro de2000, o processo de desverticalização e reestruturação societária foi concluído, resultando na cisão do patrimônio da CPFLPaulista e na criação da CPFL Geração. Com capacidade instalada de 812 MW em 2002, a CPFL Geração pretende chegara 2.892 MW em 2007, com a construção de novas usinas e a repotenciação de suas Pequenas Centrais Hidrelétricas.Instituída em setembro de 2002, a CPFL Comercialização Brasil Ltda. (CPFL Brasil) foi criada com o objetivo depromover a comercialização da energia elétrica gerada pela CPFL Geração, aumentando a sinergia e ganhos operacionaisdas empresas da CPFL Energia. Apresentamos a seguir as áreas de atuação das controladas da companhia, incluindo os projetos em desenvolvimento:

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3. CENÁRIO ECONÔMICO-FINANCEIRO

As incertezas quanto aos cenários internos e externos tiveram forte impacto na confiança dos mercados, provocando adeterioração dos ativos internos e, conseqüentemente, expressiva volatilidade do câmbio que resultou em desvalorizaçãoacumulada do real frente à moeda norte americana de 52,3%, encerrando o ano de 2002 cotada a R$ 3,53/US$.

Como conseqüência dos efeitos da desvalorização, a inflação, baseada no IPCA, ultrapassou largamente a metaestabelecida pelo Banco Central do Brasil de 5,5 %, atingindo a variação de 12,5% no ano.

Apesar de ter reduzido a taxa de juros meta do SELIC ao patamar mínimo de 18% ao ano em julho, o Banco Central doBrasil, em resposta à alta da inflação, decidiu elevar novamente a taxa mencionada a partir de outubro, chegando a 25% aa.

O encarecimento do crédito, provocado pela elevação dos juros, afetou de forma significativa o nível de consumo, comreflexos nos investimentos, comprometendo assim fortemente o PIB que, pelo segundo ano consecutivo, teve crescimentopróximo a 1,5%.

Uma combinação de fatores ocorridos nos últimos anos provocou a recente crise energética no Brasil que culminou como racionamento de energia, cujo efeito foi uma acentuada retração na demanda e conseqüente redução nas receitas doGrupo. Embora os impactos tenham sido relevantes em 2002, há expectativa de que a demanda retorne aos níveis deconsumo verificados no período anterior ao racionamento.

4. AMBIENTE REGULATÓRIO

A crise no fornecimento de energia elétrica vivida em 2001 motivou a instituição da Câmara de Gestão da Crise de EnergiaElétrica (GCE), responsável pela administração da crise e do racionamento e pela implementação de medidas derevitalização do setor elétrico brasileiro. Um de seus objetivos foi buscar o aperfeiçoamento do modelo energético comobservância de três princípios: competição na geração e na comercialização, expansão do setor com investimentosprivados e qualidade na prestação dos serviços.

Em fevereiro de 2002, a MP 29, posteriormente convertida na Lei n.º 10.433, de 24 de abril de 2002, determinou o fim doMAE como um mercado auto-regulado pelos agentes do setor elétrico e determinou sua transformação em pessoa jurídicade direito privado, submetida à autorização, regulamentação e fiscalização da Aneel, com a finalidade de viabilizar astransações de compra e venda de energia elétrica.

A seguir, a Resolução Aneel n.º 73 estabeleceu as normas para a transição do Mercado Atacadista de Energia Elétrica(MAE), da condição de mercado auto-regulado para a de mercado regulado, até a aprovação de sua Convenção, o queocorreu em 1º de março de 2002, com a edição da Resolução Aneel n.º 102.

A Convenção substituiu o “Acordo de Mercado”, que até então regulava as relações dos agentes no âmbito do MAE. Suasregras são mais transparentes, sobretudo no que se refere às garantias a serem oferecidas pelos participantes, à solução decontrovérsias, à alocação de custos e às normas de negociação. O MAE é administrado por uma superintendência, quesubstituiu a ASMAE em março de 2002.

Em 07 de junho de 2002, o governo federal publicou o Decreto n.º 4.261, pelo qual atribuiu competência ao Ministério deMinas e Energia (MME) para zelar pelo equilíbrio conjuntural e estrutural entre a oferta e a demanda de energia elétricano País. Em 13 de dezembro do mesmo ano, o Diário Oficial da União publicou o Decreto n.º 4.505, que estendeu a açãodo CNPE a todo setor energético, com a criação da Câmara de Gestão do Setor Energético - CGSE.

A CGSE deve, entre outras atribuições, propor ao CNPE diretrizes para elaboração da política energética nacional, promovera integração da política do setor com as políticas setoriais e gerais do governo, bem como concluir estudos e trabalhos emandamento iniciados no âmbito da GCE. Entre suas missões está a de propor ao MME os limites de investimentos do setorenergético federal, além de medidas destinadas a preservar, em qualquer condição de oferta de energia, os níveis decrescimento, emprego e renda.

438

5. GERENCIAMENTO DE RISCOS

CONSIDERAÇÕES SOBRE RISCOS

Os negócios da CPFL Energia e de suas controladas compreendem principalmente o fornecimento de energia aconsumidores finais, sendo concessionárias de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela Aneel. Osprincipais fatores de risco de mercado que afetam seus negócios são como seguem:

Risco de Taxa de Câmbio

Este risco decorre da possibilidade de a empresa e suas controladas virem a incorrer em perdas por conta de flutuações nastaxas de câmbio, que aumentem os saldos das exposições em moeda estrangeira. A empresa e suas controladas seprotegeram deste risco mediante a contratação de operações de “hedge”/“swap” para que as dívidas estejam indexadas àvariação de índices nacionais, como segue:

Floating Rate Notes

Do total da dívida financeira da empresa atrelada à variação do dólar norte-americano, no valor total de R$ 1.287.838,efetuaram-se as seguintes operações:

A exposição relativa a emissão de Floating Rate Notes, no montante de R$ 1.064.029, foi coberta através de operaçõesfinanceiras de swap, o que proporcionou à empresa trocar os riscos originais da operação (variação cambial + Libor +2,95% a.a.) para o custo de 94,38% do CDI (Certificado de Depósito Interbancário).

Nos contratos de “swap”, de forma a não comprometer o limite de crédito da empresa com o Banco intermediador, foiinstituída uma cláusula de “reset”. Através desse instrumento, as operações de swap são liquidadas integralmente quandoas posições líquidas, trazidas a valor presente, ultrapassam um determinado percentual, estabelecido no contrato.

O resultado desse procedimento pode afetar o fluxo de caixa da empresa, gerando ou requerendo recursos para coberturadas liquidações das posições de swap, nos momentos em que ocorre o reset.

Dívidas Vencíveis em 2003

Em novembro de 2002, a empresa efetuou a operação financeira “NDF” (Forward), na qual foi possível prefixar o valorpara os compromissos atrelados ao dólar norte-americano, com previsão de pagamento para março de 2003. Em 31 dedezembro de 2002, esta operação financeira totalizava aproximadamente R$ 82.000 mil. Ressaltamos que para acontratação de “hedge” para 2003, consideramos o ativo em moeda estrangeira existente em seu balanço, referentes aocontrato da CRC Cesp.

A empresa possui também, em suas atividades operacionais, exposição com variação cambial na compra de energia elétricaadquirida de Itaipu. O mecanismo de compensação - CVA protege a empresa de eventuais perdas.


Este risco é oriundo da possibilidade de a empresa e suas controladas virem a incorrer em perdas por conta de flutuaçõesnas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no exterior. Aempresa e suas controladas têm pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra esse risco (vide swaprelacionado a Floating Rate Notes comentado acima).

Utilização de praticas avançadas de Riscos

A CPFL, como empresa não financeira, é uma das companhias brasileiras pioneiras na implantação de um processo deGestão de Riscos Financeiros. Este processo é estruturado nas atividades de mapeamento das exposições, mensuração ecálculo dos valores em riscos, avaliação e monitoramento das exposições e níveis de coberturas, e Testes de Stress. Paraefeito de cálculo de risco é necessário inicialmente trazer os fluxos futuros dos ativos e passivos financeiros ao valor demercado atual pela curvas de riscos dos juros, dólar, cupom cambial, cupom de IGP-M e curvas de Libor. Após trazeressas exposições a Valor de Mercado, são calculadas as volatilidades e correlações das operações presentes na carteira. OValue At Risk - VAR é calculado através do valor de mercado das exposições, das volatilidades e as correlações entre asoperações. A CPFL utiliza-se do VAR como um indicador diário do Valor em Risco que suas operações estão gerando.Aliado a isto, é feito o Stress Test, em busca de capturar movimentos de abrupta alteração nos preços dos ativos, de umadia para outro. Também são simulados cenários de alta ou baixa nas taxas de juros, no câmbio e nas curvas de cupom dejuros de inflação. Isto visa captar perdas adicionais não demonstradas no VAR e no Stress Test.

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A CPFL divulga internamente, e diariamente, relatório das exposições, do VAR, Stress Test, Duration e GAP.

As operações de “hedge” são utilizadas exclusivamente para proteção das exposições contra a perda gerada em função da

volatilidade dos ativos do mercado financeiro local e externo. A CPFL utiliza-se de contratos de Forward e Swaps para

efetuar a proteção destas suas exposições. Busca-se a utilização de estruturas e operações com liquidez e facilidade de

reversão junto às instituições financeiras.

6. RESULTADOS DA CPFL ENERGIA

Responsável pelo maior complexo de geração e distribuição de energia elétrica do Brasil com capital totalmente nacional,

a holding CPFL Energia foi constituída em 20 de março de 1998 sob a denominação inicial de Draft II Participações S.A.

Seu objetivo social é a promoção de empreendimentos no setor de geração, de distribuição, de transmissão e de

comercialização de energia elétrica, bem como atividades correlatas.

Em 2002, a receita operacional líquida da CPFL Energia foi de R$ 3,305 bilhões, contra R$ 1,041 bilhão do ano anterior.

Esse crescimento de receita da holding foi resultado do aumento das participações no capital das controladas CPFL Paulista

(de 22,15% para 95,09%) e CPFL Geração (de 5,90% para 95,62%), ocorrido em agosto de 2002.

ANÁLISE FINANCEIRA

APRESENTAÇÃO (1)

Dados Consolidados - R$ Mil

31/12/2002 31/12/2001

Receita Operacional 4.303.844 1.285.873

Deduções da Receita Operacional (998.514) (244.325)

Receita Operacional Líquida 3.305.330 1.041.548

Custo do Serviço de Energia Elétrica (2.364.123) (761.167)

Lucro Operacional Bruto 941.207 280.381

Despesas Operacionais (527.403) (158.013)

Resultado do Serviço 413.804 122.368

Resultado Financeiro (1.233.532) (347.341)

Resultado Operacional (819.728) (224.973)

Resultado não Operacional 6.272 14.273

Lucro (Prejuízo) antes da Contribuição Social e do Imposto de Renda (813.456) (210.700)

Contribuição Social 29.619 (6.016)

Imposto de Renda 70.935 (14.927)

Lucro (Prejuízo) antes da Participação de Acionistas não Controladores (712.902) (231.643)

Participação de Acionistas não Controladores 16.839 (1.227)

Lucro (Prejuízo) Líquido do Exercício (696.063) (232.870)

Patrimônio Líquido 2.144.779 (550.102)

Ativo Permanente (2) 7.789.891 1.519.676

Estrutura de Capital Próprio % (3) 17,31 –

Notas:

(1) As demonstrações contábeis foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis emanadas da legislação

societária brasileira e normas complementares editadas pela CVM, que não prevêem o reconhecimento dos efeitos

inflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996. Tais demonstrações estão também em consonância com a legislação

específica aplicável às empresas concessionárias de energia elétrica.

(1) Inclui “Investimentos”, “Imobilizado”, “Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão” e “Diferido”.

(2) Patrimônio Líquido / Passivo Total.

440

ACPFLEnergia, como holding de controle, não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxo de caixa

próprio.

O resultado negativo da CPFL Energia é decorrente principalmente da variação dos indicadores econômico-financeiros

sobre os passivos da empresa e pelo resultado de suas controladas operacionais.

As diferenças significativas verificadas nos itens do resultado de 2002 em relação a 2001,analisados sob a ótica de

informações consolidadas, podem ser explicados pelo aumento de participação nas sociedades controladas. Assim a análise

financeira comparativa entre os resultados consolidados apresentados nos exercícios de 2002 e 2001, não pode ser

estabelecida em bases isonômicas. As variações verificadas individualmente nas empresas controladas, e respectivas

considerações, fazem parte do Relatório da Administração das mesmas.

Outros Eventos Relevantes

Término do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica

Considerando-se que os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas das regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste

atualmente se encontram acima das correspondentes curvas-guia de segurança, a Resolução nº 117, de 19 de fevereiro de

2002, extinguiu, a partir de 1º de março de 2002, o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica

nas regiões atendidas pelos Sistemas Interligados Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste. Dessa forma, a partir de 1º março de

2002 o consumo da área de concessão das controladas passam a ser regidos pelas condições normais de mercado, sem

nenhuma interferência do Programa de Racionamento imposto pelo governo federal.

Aquisições de Novos Empreendimentos

Em 08 de março de 2002, foi adquirida pela CPFL Geração a participação da VBC nas empresas Foz do Chapecó Energia

S/A (67%), empresa que detém 60% de participação no empreendimento da UHE Foz do Chapecó, e Campos Novos

Energia S/A (67%), assim como a aquisição da totalidade da participação detida por VBC Participações S.A. no capital

social de Barra Grande Energia S/A (99,9%), empresa que detinha, em 31/12/02, % de participação no empreendimento

da UHE Barra Grande,. A capacidade instalada total de energia elétrica, após o início da operação dos empreendimentos

supracitados, é de 3.700 MW. O valor total das aquisições monta a R$ 185.646 mil e foram pagos à vista, com recursos

advindos de Aportes de Capital.

7. GERAÇÃO DE CAIXA

As principais fontes de liquidez historicamente consistem de caixa gerado de operações e empréstimos de curto e longo prazo.

Espera-se que tais fontes possam suprir as obrigações correntes de caixa, que incluem capital de giro, despesas de capital,

repactuação de dívidas e pagamentos de dividendos e proventos, nos próximos 12 meses.

Em 31 de dezembro de 2002, disponibilidades e aplicações de curto prazo somaram R$ 162 mil, uma redução de R$ 22.090

mil em relação aos R$ 22.252 mil registrados em 31 de dezembro de 2001.

8. FINANCIAMENTOS

Em 31 de dezembro de 2002, a dívida individual da CPFL Energia era de R$ 1.707.620 mil, sendo o total com vencimento

no curto prazo, representando um aumento de R$ 882.318 mil na dívida de 31 de dezembro de 2001 (curto-prazo). Não

havia posição de longo prazo ao final de 2002 se comparada aos 44% em 2001. Para efeitos comparativos, a dívida líquida

em 31 de dezembro de 2002 era de R$ 1.475.302 mil devido à redução da geração de caixa operacional - disponibilidades

em 2002 de suas empresas controladas.

441

9. MERCADO DE CAPITAIS

Em 2002, a companhia, mais uma vez, acessou o mercado de capitais brasileiro com o objetivo de captar recursos, pormeio de distribuição pública de debêntures, que ainda estão em circulação.

A Primeira Emissão Pública de Debêntures em 2000

A Assembléia Geral de Acionistas da companhia em 30 de março de 2000 aprovou, em 08 de maio de 2000, a 1ª emissãode debêntures, para subscrição pública, composta por quatro séries, totalizando 13.000 debêntures, todas simples, nãoconversíveis em ações, da espécie quirografária, valor nominal unitário de R$ 100.000,00 totalizando R$ 1.300.000 mil,com data de emissão em 1º de maio de 2000, todas com vencimento final em 01 de maio de 2003. As debêntures serãoamortizadas em duas parcelas anuais, tendo sido a primeira parcela paga em 2002 e a segunda devida em maio de 2003.

Os juros serão amortizados anualmente até 2003. As debêntures da primeira e terceira séries são corrigidas pelo IGP-Mmais 13% ao ano e as da segunda e quarta séries, a 103,5% da Taxa DI. As debêntures estão garantidas pela caução dasações da CPFL Paulista de propriedade da companhia. A garantia foi proporcionalmente diminuída com a respectivaliberação das ações caucionadas, após a amortização de 50% do valor nominal das debêntures no segundo ano.

A Emissão de Notas Promissórias em 2002

A CPFL Energia lançou, em 25 de outubro de 2002, 1.750 notas promissórias no valor de R$500 mil cada uma, perfazendo omontante total de R$ 875.000 mil e em 31 de outubro de 2002, 50 notas promissórias perfazendo o montante de R$ 25.000 mil.As notas promissórias estão garantidas pela caução das ações da CPFLPaulista de propriedade da CPFLEnergia. As notas têmseu vencimento em 180 dias contados da sua emissão, vencendo portanto em 23 e 29 de abril de 2003. As notas promissóriasserão remuneradas pelo seu valor de face mais 117,0% da Taxa DI.

10. INVESTIMENTOS

No ano de 2002 a CPFL Energia investiu cerca de R$ 254.000 mil através de suas subsidiárias, sendo, respectivamente,R$ 18.800 mil pela CPFL Geração, R$ 122.200 mil pela CPFL Paulista, R$ 53.500 mil pela CPFL Piratininga e R$ 59.500mil, pela RGE. Para maiores detalhes dos investimentos realizados vide Seção “Controladas da Companhia”, em NotasExplicativas.

11.TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO

A implantação das diretrizes empresariais estabelecidas pela CPFL Energia implica num profundo processo de adequaçãode sistemas de gestão e operação.

A operação dos sistemas de Gestão Empresarial SAP R/3 e da Folha de Pagamentos foi padronizada na CPFL Paulista, naCPFL Piratininga e na CPFL Geração. A consolidação do modelo no R/3 em toda a organização, prevista para o início de2003, ganhou força com a implantação de sua infra-estrutura nas empresas CPFL Energia, Semesa, Barra Grande, Foz doChapecó e Nova I.

Também foi implantado para essas empresas um novo sistema de acompanhamento e relatório de gestão, com a utilizaçãoda tecnologia BW da SAP.

Diante da perspectiva futura de Oferta Pública de Distribuição de Ações - IPO (Initial Public Offering), com o conseqüenteingresso de recursos financeiros objetivando a manutenção e incremento dos investimentos da holding voltados àdistribuição e geração de energia elétrica, a CPFL Energia desenvolveu as ações relacionadas à implantação dos princípioscontábeis US GAAP (General Accepted Accounting Principles), no Sistema de Gestão Empresarial SAP R/3.

Também em 2002 foi iniciada a implantação do ambiente de operação dos sistemas que compõem o Projeto GIS-D(Gerenciamento Integrado do Sistema de Distribuição), voltado à modernização dos sistemas de informação que servemde suporte para as operações e negócios da distribuição.

442

A CPFL Energia também implantou a infra-estrutura de funcionamento do Centro de Operação Comercial da CPFL Brasil,baseado em mesa de trading, que suporta as operações relacionadas à comercialização de energia elétrica.

Finalmente, foram implantados serviços adicionais de atendimento aos clientes, através do site das distribuidoras nainternet, com o objetivo de facilitar o acesso aos serviços disponibilizados aos consumidores e reduzir as demandas deatendimento através do Call Center e das Agências de Atendimento.

12. GESTÃO DE RECURSOS HUMANOS

Em 2002 a CPFL Energia aprofundou o trabalho de consolidação das suas políticas e diretrizes gerais de gestão de recursoshumanos para as empresas que controla diretamente.

Os programas de recursos humanos, em 2002, tiveram como objetivos prioritários a capacitação e o desenvolvimentoprofissional dos seus colaboradores, a gestão de desempenhos e do clima organizacional e programas nas áreas de saúde,segurança e qualidade de vida.

Os programas de capacitação de pessoal totalizaram 401.906 horas de treinamento, o que representou uma média 93,17horas de treinamento por colaborador. Deste total, ressalte-se que os 14 programas de e-learning foram responsáveis pelotreinamento de 2.261 colaboradores, totalizando 13.198 participações.

O programa de gestão de desempenhos Valor Pessoal consolidou-se como efetiva ferramenta de avaliação de competênciasem 360 graus. Em sua segunda edição, o programa avaliou 100% dos colaboradores da empresa, gerando um consistenteplano de desenvolvimento profissional.

O Programa de Gestão do Clima Organizacional, em sua 3ª edição, apresentou resultados expressivos: o índice geral defavorabilidade foi de 89% de satisfação entre os gestores e de 63% entre os colaboradores, com participação de 95% dosprofissionais das empresas.

No campo da saúde, a CPFL Energia ampliou as ações voltadas à qualidade de vida dos colaboradores e de seus familiares,através de campanhas nas áreas de educação e prevenção e implantação de ginástica laboral nos ambientes de trabalho.

Na área de segurança do trabalho, foram intensificados os treinamentos voltados à prevenção de acidentes - 54.723 horasde treinamento - e intensificadas as ações do programa Diálogos Semanais de Segurança (DSS’s) e “Segurança ao SeuLado”.

Outro resultado relevante foi a certificação de todo o Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional da CPFLPaulista com base na norma internacional OHSAS 18.001 (Occupational Health and Safety Assessment Series), que atestouque a empresa adota as mais modernas práticas visando à prevenção de acidentes. A CPFL Piratininga e a CPFL Geraçãotambém implementaram sistemas de gestão com base na OHSAS 18.001 em 2002, obtendo suas certificações em janeirode 2003.

13. GOVERNANÇA CORPORATIVA

Afinada com as tendências mundiais e com as estabelecidas pelo Novo Mercado, a CPFL Energia está adotando umconjunto de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa com o objetivo de dar maior transparência e tornar públicopara os agentes sociais, com o os quais se relaciona, o conjunto de princípios, regras, procedimentos e normas de condutaa partir dos quais se propõe conduzir seus negócios.

Nessa direção, a CPFL Energia está aderindo aos princípios internacionalmente aceitos na área de GovernançaCorporativa: Eqüidade - Fairness, Transparência - Disclosure, Prestação de Contas - Accountability, além da Obediênciae do Cumprimento das leis brasileiras.

Estão sendo também claramente definidos os órgãos da administração da sociedade, suas normas e diretrizes defuncionamento e comitês específicos para assessoria ao Conselho de Administração.

443

Internamente foram implantadas no Sistema SAP R/3 alterações que permitem a apuração de informações baseadas nosprincípios contábeis definidos pelo US GAAP (General Accepted Accounting Principles) e procedimentos de acordo coma legislação americana, regida pelo Sarbanes Oxley Act.

A CPFL Energia entende que Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa são fundamentais como mecanismos deproteção para os todos os públicos com os quais se relaciona.

14. PROGRAMA CPFL DE SUSTENTABILIDADE E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA

Em 2002, as empresas controladas pela CPFL Energia aprofundaram o processo de mudança cultural interna, iniciado emdezembro de 2001 com o objetivo de incorporar a ética e os demais princípios contemporâneos relacionados àresponsabilidade e à sustentabilidade corporativa em todos os seus processos decisórios.

Nessa direção, a partir da divulgação do seu novo Código de Ética e de Conduta Empresarial, que inclusive recebeu aaprovação do Conselho de Administração da empresa, no decorrer de 2002 foi realizada em toda a organização umaprofunda reflexão sobre ética e cidadania, conduzida pela direção da empresa, com o objetivo de incorporar nos processosde planejamento e gestão empresarial uma reflexão de natureza ética, que considere os impactos de seus negócios nasociedade e em todos os parceiros com os quais se relaciona.

Ao mesmo tempo, as empresas também buscaram com sucesso certificações para os seus principais processos de trabalho.

Também em 2002 as empresas controladas pela CPFL Energia mantiveram os seus investimentos em Programas Sociais,com destaque para ações nas áreas de apoio à cultura, arte, educação, meio ambiente e iniciativas relacionadas à liderançae influência social, a partir dos quais a empresa busca mobilizar as comunidades em que atua com o objetivo de estimularo processo de transformação social do Brasil.

15. PREMIAÇÕES E RECONHECIMENTO

A qualidade dos serviços prestados pela CPFL Energia tem merecido o reconhecimento da sociedade e de setoresespecializados, com a conquista de prêmios e a inclusão de suas empresas entre as organizações de maior destaque esucesso em segmentos variados.

Veja alguns dos reconhecimentos mais relevantes conquistados em 2002:

CPFL Paulista• Prêmio Eletricidade 2002, conferido pela revista Eletricidade Moderna, como a melhor empresa

distribuidora de energia elétrica do Brasil e da região Sudeste.• A CPFL Paulista também foi considerada pela revista Exame como uma das dez Empresa Modelo no

Brasil em Responsabilidade Social, no Guia Exame da Boa Cidadania Corporativa• Inclusão da empresa no Guia “As 100 Melhores Empresas do Brasil para Você Trabalhar” - das revistas

Exame e Você S.A. • Prêmio de Responsabilidade Social, concedido pela Associação dos Distribuidores de Energia Elétrica do

Brasil (Abradee), pela postura da empresa no campo da responsabilidade social corporativa.• Prêmio Aberje, da Associação Brasileira de Comunicação Empresarial, na categoria Atendimento ao

Consumidor.• Top Social, concedido pela Associação dos Dirigentes de Vendas e Marketing do Brasil (ADVB), ao

Programa Agente Mirim. CPFL Geração

• Prêmio Valor 1000, do jornal Valor Econômico, como melhor empresa do setor elétrico brasileiro.• Prêmio Instituto Miguel Calmon (Bahia) como melhor empresa do setor elétrico por receita líquida.• Prêmio Istoé Dinheiro de melhor empresa do setor elétrico por receita líquida.

CPFL Piratininga• Prêmio ABT (Associação Brasileira de Telemarketing) como melhor Serviço de Tele-atendimento ao

Cliente (SAC)

444

ATENDIMENTO À INSTRUÇÃO CVM Nº 381/2003

Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa, pelo auditor independente

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes foi contratada pela CPFL Energia S/A a partir de 30 de junho de2002 para prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações contábeis da Sociedadee de suas controladas. Adicionalmente a empresa de auditoria foi contratada para elaborar o laudo de avaliação de ativosdas controladas para fins regulatórios, sem impacto sobre as demonstrações financeiras, diagnosticar e determinar asdiferenças de práticas contábeis adotadas no Brasil em relação às práticas de USGAAP e organizar treinamento sobre aspráticas contábeis norte-americanas. Estes contratos, nos montantes de R$ 349 mil, e R$ 550 mil tiveram iníciorespectivamente em 12 e 27 de julho de 2002 e prescrevem prazos de duração inferiores a um ano. Os serviços acimadescritos representam 60% do total de honorários contratados pela Sociedade e suas controladas para a prestação deserviços de auditoria externa.

Para evitar a existência de conflito de interesses, perda de independência ou objetividade de seus auditores independentes, aCPFL Energia se pauta no Código de Ética e de Conduta Empresarial firmado pelo Grupo CPFL, através dos qual desenvolveseus instrumentos de gestão empresarial.

INFORMAÇÕES CORPORATIVAS

Razão Social: CPFL ENERGIA S.A.Tipo de Empresa: Capital AbertoNatureza do Controle Acionário: Privado NacionalCNPJ/MF: 02.249.144/0001-93Endereço: Rua Ramos Batista, n.º 444, 13º andar - Vila Olímpia -São Paulo - SPDiretor de Relações com Investidores: Lauro Henrique Campos RezendeBanco Depositário (responsável pelo sistema de ações escriturais): Banco Bradesco S.A. Serviços aos Acionistas: Departamento de Acionistas do Banco Bradesco S.A. / Fone(s): (55 11) 3684-9441/3684-4522Auditor: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

AGRADECIMENTOS

Todos os resultados obtidos pelas empresas controladas da CPFL Energia no ano de 2002 não poderiam ter sido alcançadossem a confiança e o apoio, mais uma vez renovados, dos Senhores Acionistas, verdadeiros protagonistas de uma trajetóriaempresarial de sucesso que prosseguirá com força nos próximos anos. Merecem um agradecimento especial todos nossosclientes, razão de existir da CPFL Energia. Ao cumprimentar a equipe de colaboradores de nossas empresas por suacompetência e dedicação profissional, reiteramos o compromisso empresarial de continuar a colaborar com o progresso ecom o desenvolvimento do Brasil, condição fundamental para a melhoria da qualidade de vida de sua população.

445

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Aos Acionistas e Administradores da

CPFL Energia S.A.

Campinas - SP

1. Examinamos os balanços patrimoniais da CPFL Energia S.A. e controladas (controladora e consolidado), levantados

em 31 de dezembro de 2002, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das

origens e aplicações de recursos correspondentes ao exercício findo naquela data, elaborados sob a responsabilidade

de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.

As demonstrações financeiras da controlada indireta em conjunto Rio Grande Energia S.A. relativas ao exercício

findo em 31 de dezembro de 2002, cujos ativos totais e prejuízo para o exercício findo naquela data representam

10,4% e 9,7% do total consolidado da Sociedade, foram examinadas por outros auditores independentes, cujo

parecer foi emitido em 7 de fevereiro de 2003, contendo ressalva quanto ao diferimento de variações cambiais

passivas líquidas. Nossa opinião, no que diz respeito aos valores dessa controlada incluídos nas demonstrações

consolidadas e aos investimentos registrados pela equivalência patrimonial nas demonstrações individuais da

controladora, está baseada exclusivamente no parecer desses auditores.

2. Nosso exame foi conduzido de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreendeu: (a) o planejamento

dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles

internos da Sociedade e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que

suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis

mais representativas adotadas pela Administração da Sociedade e controladas, bem como da apresentação das

demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3. Conforme descrito na nota explicativa nº. 14 às demonstrações financeiras, a controlada Companhia Paulista de

Força e Luz - CPFL e a controlada indireta Rio Grande Energia S.A., exercendo permissão contida nas Deliberações

CVM nºs. 404 e 409, de 27 de setembro e 1º. de novembro de 2001, respectivamente, registraram em conta do ativo

diferido o resultado da perda cambial líquida apurada durante o exercício de 2001. As práticas contábeis adotadas

no Brasil requerem que as variações cambiais sejam registradas no resultado do período em que ocorrem.

Conseqüentemente, em decorrência do critério adotado pelas controladas da Sociedade, em 31 de dezembro de 2002

o ativo diferido consolidado está aumentado em R$ 28.340 mil; os investimentos nas controladas e o patrimônio

líquido estão aumentados em R$ 24.988 mil, já líquidos dos efeitos fiscais correspondentes, o prejuízo do exercício

da controladora está aumentado em R$ 19.098 mil e o prejuízo do exercício consolidado está aumentado em

R$ 19.978 mil.

4. Em nossa opinião, baseada em nossos exames e no parecer de outros auditores independentes, exceto pelo efeito do

assunto comentado no parágrafo 3 acima, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 representam

adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da CPFL Energia S.A. e

controladas (controladora e consolidado) em 31 de dezembro de 2002, o resultado de suas operações, as mutações

de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus recursos referentes ao exercício findo naquela data, de

acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

5. As informações suplementares contidas nos Anexos I e II, referentes, respectivamente, às demonstrações dos fluxos

de caixa e do valor adicionado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, são apresentadas com o propósito

de permitir análises adicionais e não são requeridas como parte das demonstrações financeiras básicas. Essas

informações foram por nós examinadas de acordo com os procedimentos de auditoria mencionados no parágrafo 2

e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às

demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

446

6. Conforme detalhado nas notas explicativas nº. 2, 3 e 15 às demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2002,

as controladas têm registrado, no ativo circulante, valores a receber no montante de R$ 400.039 mil e no passivo

circulante, valores a pagar no montante de R$ 103.947 mil relativos a transações de venda e compra de energia

realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, com base em cálculos preparados e

divulgados pelo MAE. Esses valores podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão de processos

judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos à interpretação das regras do mercado em vigor.

A liquidação financeira desses valores, programada para 22 de novembro de 2002, foi postergada em razão de novo

acordo entre as empresas do setor e o governo. Durante 2003 e até a data deste parecer, as controladas receberam o

montante líquido de R$ 92.611 mil relacionados a esses ativos e passivos. O sucesso dessa negociação e liquidação

depende da capacidade financeira das empresas do setor em honrar seus compromissos.

7. Em 21 de dezembro de 2001, foi editada a Medida Provisória nº. 14, convertida na Lei nº. 10.438, de 26 de abril de

2002, disciplinando, entre outros assuntos, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro das empresas

distribuidoras e geradoras de energia elétrica, garantido nos contratos de concessão. As informações detalhadas e os

impactos sobre a situação patrimonial e financeira e no resultado das operações das controladas relativos ao Acordo

Geral do Setor Elétrico estão divulgados na nota explicativa nº. 2 às demonstrações financeiras consolidadas.

8. As demonstrações financeiras consolidadas referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, bem como as

informações suplementares contidas no Anexo II, preparadas para o exercício findo naquela data, apresentadas para

fins de comparação, foram examinadas por outros auditores independentes que emitiram parecer de auditoria, em

17 de março de 2003, com ressalva similar ao assunto comentado no parágrafo 3 e contendo parágrafo de ênfase

relacionado ao fato de que (i) a controlada Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL e as controladas indiretas

Companhia Piratininga de Força e Luz e Rio Grande Energia S.A. registraram em suas demonstrações financeiras

em 31 de dezembro de 2001 ativos e passivos relacionados à comercialização de energia livre, com base em dados

preliminares fornecidos pelo Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE; e (ii) adicionalmente, registraram

contas a receber relacionadas à recomposição tarifária para o período de racionamento, bem como diferimento

relativo à variação de valores da Parcela “A” (CVA) decorrentes da aplicação da Medida Provisória 14, Resolução

90 da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e Resolução 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia

Elétrica - GCE. Informações sobre a realização desses ativos e liquidação dos passivos após 31 de dezembro de 2001

estão detalhadas nas notas explicativas nºs. 2 e 3 às demonstrações financeiras.

São Paulo, 20 de março de 2003

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Maurício Pires de Andrade Resende

Auditores Independentes Contador

CRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 MG 049699/S-9

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NOTAS EXPLICATIVAS

CPFLENERGIAS/ANotas Explicativas as Demonstrações Financeiras em 31 de Dezembro de 2002 e 2001(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outro modo)

1 - Contexto Operacional

A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Sociedade”), atual denominação da DraftII Participações S.A. (“DraftII”), é umasociedade anônima de capital aberto, constituída em 17 de março de 1998. ASociedade tem por objetivo principal atuar comoholding, participando no capital de outras sociedades dedicadas primariamente, à distribuição, geração e comercialização deenergia elétrica.

1.1 Reestruturação Societária

Com o objetivo de reestruturar a aplicação dos recursos em seus investimentos de distribuição e geração de energia e atenderàs determinações do setor elétrico, em agosto de 2002, os acionistas controladores decidiram transferir para CPFL Energia asparticipações que detinham na CPFL - Companhia Paulista de Força e Luz e CPFL Geração de Energia S/A. Retroativamentea junho de 2002, a Sociedade passou a deter 95,09% e 95,62% do capital total, respectivamente, dessas controladas.

ACPFLEnergia possui participações diretas e indiretas nas seguintes empresas:

1.2 Participações Diretas:

Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL

A Companhia Paulista de Força e Luz (“CPFL”), é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem por objeto principal aprestação de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica, para o que possui concessão por prazo de30 anos, que se encerra em 2027, podendo este prazo ser estendido por igual período adicional. A área de concessão da CPFLcontempla 234 municípios do Estado de São Paulo, equivalente a 90.440 km2, abrangendo uma economia bastantediversificada, baseada principalmente na indústria, serviços e agropecuária, atendendo cerca de 3,0 milhões de consumidores.ASociedade detém 90,80% do capital total da CPFLem 31 de dezembro de 2002 (20,85% em 31 de dezembro de 2001).

CPFL Geração de Energia S.A.

A CPFL Geração de Energia S.A. (“CPFL Geração”), é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em 19 de julhode 2000. Possui potência nominal de 143,46 MW, contando com 19 PCH´s pequenas centrais hidrelétricas e 01 usinatermelétrica, todas localizadas no interior do Estado de São Paulo e atua como geradora e comercializadora de energiaelétrica. A CPFL Geração detém concessão para serviços de geração de energia elétrica até o ano de 2027, podendo a mesmaser prorrogada por prazo adicional de 30 anos. A CPFL Geração controla atualmente a SEMESA S.A. (“SEMESA”). ASociedade detém 95,62% do capital total da CPFLGeração em 31 de dezembro de 2002 (6,06% em 31 de dezembro de 2001).

CPFL Comercialização Brasil Ltda.

A CPFL Comercialização Brasil Ltda. (“CPFL Brasil”), é uma sociedade por quotas de responsabilidade limitada que teve atotalidade de suas quotas subscritas pela Sociedade em 13 de agosto de 2002. A CPFL Brasil tem por objeto principal acomercialização de energia, a prestação de serviços associados, vinculados ou necessários para a comercialização de energia,o assessoramento estratégico, institucional e financeiro para compradores e vendedores de energia elétrica e para outrasentidades atuantes no setor de energia nacional e internacional. A CPFL Brasil teve suas atividades operacionais iniciadas apartir de janeiro de 2003.

1.3 – Participações Indiretas

Companhia Piratininga de Força e Luz

A Companhia Piratininga de Força e Luz (“Piratininga”) é uma sociedade anônima de capital aberto, concessionária doserviço público de energia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia a cerca de 1,2 milhôes de consumidoresnas regiões da Baixada Santista, Sorocaba, Jundiaí, Indaiatuba, Salto e Itú. Seu prazo de concessão se encerra em 23 deoutubro de 2028, podendo ser estendido por período adicional de 30 anos. A Piratininga é controlada atualmente pela Draft IParticipações S.A., subsidiária integral da CPFL, que detém 97,40% e 96,48% de seu capital total, respectivamente em 31 de dezembro de 2002 e 2001.

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Rio Grande Energia S.A. – RGE

A Rio Grande Energia S.A. (“RGE”), é uma sociedade anônima de capital aberto, concessionária do serviço público deenergia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia elétrica a cerca de 994 mil consumidores, nas regiões nortee nordeste do Estado do Rio Grande do Sul. Possui prazo de concessão de trinta anos até o ano de 2027, podendo ser estendidopor período adicional de 30 anos. O controle acionário da RGE foi adquirido pela controlada CPFL em 05 de julho de 2001. ACPFLdetém 67,01% do capital total da RGE em 31 de dezembro de 2002 (66,92 em 31 de dezembro de 2001).

SEMESAS.A.

A SEMESA S.A. (“SEMESA”) é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 21 de março de 2001, com oobjetivo de participar no Aproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa, localizado no Rio Tocantins, no estado de Goiás, cujapotência instalada é de 1.275 MW. A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa pertence à Furnas CentraisElétricas S.A. (“FURNAS”), que lhe foi outorgada pelo Decreto n.º 85.983, de 8 de maio de 1981, pelo prazo de 30 anos,prorrogada posteriormente até o ano de 2030. A SEMESA detém a concessão, bem como os respectivos bens vinculados àUsina Hidrelétrica de Ponte do Silva, localizada no Rio São Luiz, no estado de Minas Gerais, que foi outorgada em 30 deoutubro de 1989, pelo prazo de 30 anos. A CPFL Geração detém 100% do capital total da SEMESA em 31 de dezembro de2002 e 2001.

CERAN – Companhia Energética Rio das Antas

A CERAN - Companhia Energética Rio das Antas (“CERAN”), é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em11 de janeiro de 2001, que tem por objeto a implantação e exploração dos aproveitamentos hidrelétricos de Monte Claro,Castro Alves e 14 de Julho, conforme Contrato de Concessão, assinado em 15 de março de 2001. O cronograma de operaçãodas usinas estima o início das operações para o segundo semestre de 2004 na UHE de Monte Claro, primeiro semestre de 2005na UHE de Castro Alves e primeiro semestre de 2006 na UHE 14 de Julho. A CERAN é controlada pela CPFL Geração, quedetinha 65,00% de seu capital total em 31 de dezembro de 2002 e 2001.

Campos Novos Energia S.A.

A Campos Novos Energia S.A. (“ENERCAN”), é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 21 de julho de1999, com o objetivo de construir, operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétrico de Campos Novos, cuja potência instaladaserá de 880 MW, localizado no Rio Canoas, entre os municípios de Campos Novos e Celso Ramos, no Estado de SantaCatarina. A concessão foi outorgada pela ANEEL através do contrato n.º 043/2000 de 29 de maio de 2000. As obras tiveraminício em agosto de 2001 e estão em andamento as escavações das principais estruturas. O prazo para conclusão das obras estáprevisto para junho de 2006. AENERCAN é controlada pela CPFL Geração, que detinha 74,72% do seu capital total em 31 dedezembro de 2002.

Barra Grande Energia S.A.

A Barra Grande Energia S.A. (“Barra Grande”), é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 03 de agosto de2001, com o objetivo de participar no Consórcio Energético de Barra Grande, que tem como objetivo construir, operar eexplorar o Aproveitamento Hidrelétrico de Barra Grande, cuja potência instalada será de 690 MW, localizado no Rio Pelotas,entre os municípios de Anita Garibaldi e Esmeralda, na divisa dos estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul,respectivamente. A concessão foi outorgada pela ANEEL através do contrato n.º 31/2001 de 14 de maio de 2001. Oempreendimento está em fase de escavações das principais estruturas e processo de licenciamento ambiental. O prazo paraconclusão das obras está previsto para abril de 2006. A Barra Grande é controlada pela CPFL Geração, que detinha 100% deseu capital total em 31 de dezembro de 2002, esta por sua vez detinha na mesma data, 50,00 % do capital da BAESA –Energética Barra Grande, empresa de propósito específico criada para a construção da UHE de Barra Grande.

Foz do Chapecó Energia S.A.

AFoz do Chapecó Energia S.A. (“Foz do Chapecó”), é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 26 de julhode 2001 com o objetivo de participar no Consórcio Foz do Chapecó, que tem como objetivo construir, operar e explorar oAproveitamento Hidrelétrico de Foz do Chapecó, cuja potência instalada será de 855 MW, localizado no Rio Uruguai, entre osmunicípios de Águas do Chapecó e Alpestre, na divisa dos estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, respectivamente. Aconcessão foi outorgada pela ANEEL através do contrato n.º 128/2001 de 07 de dezembro de 2001. O empreendimento estáem fase inicial do projeto executivo e processo de licenciamento ambiental. O prazo para conclusão das obras está previstopara maio de 2007. A Foz do Chapecó é controlada pela CPFL Geração, que detinha 66,67% de seu capital total em 31 dedezembro de 2002, e esta por sua vez detém 60,00% do Consórcio Foz do Chapecó.

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Nova I Participações S.A.

A Nova I Participações S.A. (“Nova I”), é uma sociedade anônima de capital fechado, constituída em 06 de outubro de 1999,com o controle acionário originalmente detido pela controlada CPFL que, em 07 de novembro de 2001 transferiu a totalidadedas ações da Nova I para a controlada CPFL Geração pelo seu valor patrimonial contábil, para viabilizar futuros projetos departicipações e parcerias da CPFL Geração em novos investimentos. ANova I não manteve atividades operacionais durante oexercício de 2002.

2 – Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica

Durante o período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, as Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Norte eNordeste do país passaram por uma situação hidrológica crítica que comprometeu a capacidade de geração de energia elétrica.Esse fato requereu a adoção de medidas emergenciais para redução do consumo de energia. Para tanto, foi criado, peloGoverno Federal, o Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica, gerenciado pela Câmara de Gestãoda Crise de Energia Elétrica - “GCE”, que impôs metas de redução de consumo da ordem de 20% para as classes residencial(consumo superior a 100 KWh) e comercial, de 15% a 25% para a classe industrial, de 10% para a rural e de 10% a 35% paraserviços públicos, tomando como base a média de consumo verificada no período de maio a julho de 2000.

Apartir de janeiro de 2002, a GCE revisou as metas de consumo previamente estabelecidas, as quais passaram a contemplar asseguintes alterações:

• suspensão das metas estabelecidas para a classe de Iluminação Pública;• redução de 5% sobre a base estabelecida no final de novembro de 2001 para as classes Residencial e Comercial; e• redução entre 5% e 10% sobre a meta estabelecida para a classe Industrial.

Acordo Geral do Setor Elétrico:

O Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica afetou significativamente as operações das controladas do grupoCPFL Energia, notadamente a CPFL, CPFL Geração e Piratininga, bem como de outras empresas geradoras e distribuidorasde energia nas Regiões Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste, posto que a grande parte da aquisição de energia pelasempresas distribuidoras está baseada em contratos com as empresas geradoras, que garantem o despacho da energia emvolumes pré-determinados. Esses contratos previam a possibilidade de ocorrência de situação hidrológica crítica, o queresultaria na necessidade de os geradores compensarem as empresas distribuidoras por perdas incorridas em decorrênciadessa situação. Tendo em vista as ramificações operacionais, financeiras e jurídicas decorrentes dos contratos, chegou-se aum impasse no setor elétrico brasileiro, que foi solucionado através de um acordo entre os geradores e distribuidores deenergia no final de 2001. Esse acordo, aprovado pela GCE e pela ANEEL, determinou a necessidade de aumento tarifárioextraordinário às distribuidoras, aprovado através da Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Leinº 10.438, de 26 de abril de 2002, cujas principais determinações são como segue:

• Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, através de aumento extraordinário de 2,9% nas tarifas de fornecimento deenergia elétrica a consumidores rurais e residenciais (exceto aqueles considerados como de “baixa renda”) e de 7,9% paratodos os demais consumidores, vigorando por prazo que seria definido posteriormente pela ANEEL, para que asdistribuidoras de energia elétrica pudessem recuperar as perdas incorridas durante o período de redução do consumo deenergia;

• Os compromissos de compra de energia junto às empresas geradoras tiveram de ser honrados pelas distribuidoras na suatotalidade, sendo aplicado a eles um fator redutor de 6,42% para o período de junho a dezembro de 2001 e de 0,67% para osmeses de janeiro e fevereiro de 2002;

• Definição de mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis pelas empresasconcessionárias de distribuição de energia elétrica, apurados entre 1o. de janeiro de 2001 e 25 de outubro de 2001. Referidomecanismo foi inicialmente criado pela Medida Provisória nº 2.227, de 04 de setembro de 2001, em conjunto com asPortarias Interministeriais nº 296, de 25 de outubro de 2001 e nº 25, de 24 de janeiro de 2002 para os custos incorridos a partirde 26 de outubro de 2001 e que seriam computados no cálculo do reajuste tarifário do exercício subseqüente (mecanismodenominado Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” – CVA);

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• Aprovação de programa de apoio emergencial e excepcional às concessionárias de serviços públicos de distribuição deenergia elétrica, por meio de recursos disponibilizados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social(“BNDES”). O crédito posto à disposição das concessionárias foi destinado para suprir parte das insuficiências de recursosdecorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do Programa de Racionamento, com destinação prioritária aoadimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico. Esse apoio foi viabilizado através da concessão deempréstimos, no valor de até 90% das perdas relacionadas ao programa de redução de energia (vide tópicos “Perdas deReceita com o Racionamento” e “Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A” de Longo Prazo). Sobre osempréstimos obtidos incidem juros de 1% a.a., a título de spread, acima da taxa média ajustada dos financiamentos diáriosapurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Esses empréstimos são garantidos pelos recebíveisdecorrentes do aumento extraordinário acima descrito. No consolidado o valor total obtido ao longo de 2002 foi deR$ 1.046.414, tendo sido realizados pagamentos ao BNDES no valor de R$ 207.010 durante o mesmo período. O referidoempréstimo está registrado na rubrica Empréstimos e Financiamentos.

Conforme preconizado na Resolução ANEEL nº 249, de 06 de maio de 2002, a parcela dos custos com a compra de energia noâmbito do MAE (denominada “energia livre”), realizados durante o racionamento, decorrentes da redução da geração deenergia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e consideradas nos contratos iniciaise equivalentes, será repassada aos consumidores, através da RTE.

Os principais efeitos contábeis, decorrentes do quadro emergencial instalado por conta do racionamento de energia, quedesencadeou as regulamentações acima mencionadas (Lei n° 10.438 e Resolução ANEEL n° 249), podem ser resumidoscomo segue:

• Perdas de Receita Com o Racionamento:

Conforme determinado pela Lei nº 10.438, as controladas CPFL e Piratininga efetuaram a apuração das perdas dereceitas determinadas com base na comparação das receitas de venda de energia efetivamente verificadas noperíodo compreendido entre 1º de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, data do efetivo encerramento doPrograma de Racionamento, e as receitas projetadas para esse período, ajustadas por certos fatores,desconsiderando-se a ocorrência do plano de racionamento.

Conforme determinação da Resolução nº 72, de 07 de fevereiro de 2002, os valores oriundos das perdas de receitasacima descritas foram integralmente registrados pelas citadas controladas como receita do exercício de 2001, noque se refere ao período de 1o. de junho a 31 de dezembro de 2001 e, em 2002, para os meses de janeiro e fevereiro.Em 29 de agosto de 2002, a ANEEL homologou os referidos valores através das Resoluções nº 480 e nº 481, o quegerou ajustes contábeis (decorrentes das diferenças em relação aos valores anteriormente estimados), registradosno resultado do exercício de 2002.

Conforme a Resolução nº 369, de 03 de julho de 2002, a ANEELdeterminou que a remuneração do saldo das perdasde receita estaria vinculada à correção dos contratos obtidos junto ao BNDES para suprimento das perdas comracionamento, isto é, sobre o referido saldo devem incidir juros de 1% a.a., a título de spread, acima da taxa médiaajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC.

• Acordo de Compra de Sobras Líquidas:

As empresas de geração e distribuição concordaram, em julho de 2002, por meio do “Acordo de Compra de SobrasLíquidas Contratuais” e do “Acordo de Reembolso de Energia Livre”, em estabelecer um tratamento especial para acontabilização do MAE, referente à compra de sobras de energia de contratos iniciais e equivalentes.

Com base neste contexto, a controlada CPFL Geração registrou os valores referentes à comercialização de energiano curto prazo, no montante de R$ 194.463, e o direito de ressarcimento de energia livre no montante de R$ 7.702(ambos classificados na conta “Consumidores e Concessionárias”, no ativo circulante), relativos ao período desetembro de 2000 a dezembro de 2002, com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE.

• Energia Livre:

Conforme determinado pela Resolução ANEEL n° 249, a energia produzida e disponibilizada ao mercadoconsumidor pelos produtores independentes e auto-produtores de energia, denominada “energia livre”, serárepassada aos geradores pelos distribuidores, sendo que os recursos para tal comporão a base de cálculo daRecomposição Tarifária Extraordinária – RTE .

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A homologação do saldo de energia livre ocorreu através da Resolução ANEEL nº 483, de 29 de agosto de 2002.Nenhuma atualização monetária sobre referido saldo foi considerada até 31 de dezembro de 2002, em decorrênciado estabelecido pela Resolução ANEEL nº 36, de 29 de janeiro de 2003, a qual determina que a remuneração dosaldo de energia livre seja realizada conforme o fluxo de liquidações dos saldos em aberto junto ao MAE, a partir dadata da primeira liquidação, que ocorreu em 30 de dezembro de 2002.

• Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo:

Conforme determinado através da Lei nº 10.438, a variação dos valores financeiros dos custos não gerenciáveisrepresentativos da Parcela “A” do contrato de concessão, ocorrida entre 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de2001 (portanto anteriormente à vigência do mecanismo da CVA), deverá ser ressarcida às distribuidoras através demecanismo de recomposição tarifária extraordinária.

O saldo de Parcela “A” de Longo Prazo foi homologado pela ANEEL em 29 de agosto de 2002, e vem sendoremunerado pela taxa SELIC, conforme definido na Resolução ANEELnº 90, de 18 de fevereiro de 2002.

Os valores relacionados aos efeitos acima descritos correspondentes às controladas CPFL e Piratininga, bem como suasrespectivas movimentações ocorridas até 31 de dezembro de 2002, estão apresentados no quadro a seguir:

Os saldos a receber relacionados à Recomposição Tarifária Extraordinária e Energia Livre estão classificados na conta“Consumidores, Concessionárias e Permissionárias” (vide nota 5) e os saldos relacionados à Compensação de Variação deValores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo estão classificados na conta “Diferimento de Custos Tarifários” (vide nota 10).

Conforme definido pela Resolução ANEEL n° 484 de 29 de agosto de 2002, os valores acima mencionados deverão serrecuperados pela CPFL em um prazo total de 75 meses (63 meses no caso da Piratininga), contados a partir de 1o. de janeirode 2002, período durante o qual vigorará, para as Companhias, os aumentos tarifários extraordinários de 2,9% e 7,9% (RTE),previstos na Lei n° 10.438.

Periodicamente são preparadas projeções considerando o crescimento de mercado da Sociedade, levando em consideraçãoexpectativas de inflação, juros e aspectos regulatórios. A administração baseia-se nesses estudos para determinação danecessidade da provisão para perdas, caso haja risco na realização desses ativos.

Na presente data nenhuma das projeções mencionadas, indicam relevantes necessidades de constituição de provisão dosvalores registrados.

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Mecanismo de Bônus e Sbretaxa:

Durante o período em que vigorou o racionamento, foi instituído para as controladas CPFL e CPFL Piratininga ummecanismo de concessão de bônus para os consumidores que reduzissem o consumo de energia além das metas estipuladaspela ANEEL e pela GCE. Para os consumidores que não atendessem às metas, haveria a cobrança de tarifas adicionais(sobretaxa). No consolidado, os recursos arrecadados através da sobretaxa no período do racionamento foram de R$ 60.754,que foram destinados a custear os bônus no montante de R$ 128.793, gerando saldo a receber de R$ 68.039. AAneel atravésdos Despachos nºs 128 e 167 de março de 2002 e 239 de abril de 2002, homologou e ressarciu integralmente o saldo a receberda CPFL e no caso da Piratininga foi homologado através do Despacho nº 600 de 27 de setembro de 2002 o montante de R$9.045, base maio de 2002, restando um saldo a receber de R$ 1.421 em 31 de dezembro de 2002.

Custos com Implementação do Programa de Racionamento:

Para a implementação dos procedimentos necessários à gestão do Programa de Racionamento, a CPFL e Piratiningaefetuaram gastos totais no valor de R$ 22.069, registrados no Ativo Realizável a Longo Prazo, na conta Consumidores,Concessionárias e Permissionárias, os quais serão ressarcidos através do próximo reajuste tarifário, a ser concedido a partir deabril de 2003, para a CPFLe a partir de outubro de 2003 para a Piratininga.

Encerramento do Programa de Racionamento:

O Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica foi oficialmente encerrado através da Resolução daGCE n.º 117 de 19 de fevereiro de 2002, e em 06 de junho de 2002, por meio do Decreto 4.261, foi extinta a Câmara de Gestãoda Crise de Energia Elétrica – GCE.

3 – Operações Realizadas no Âmbito do MAE

O saldo da conta de Consumidores, Concessionárias e Permissionárias inclui o registro dos valores referentes àcomercialização de energia no curto prazo, relativos ao período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, com base emcálculos preparados e divulgados pelo MAE. A liquidação financeira desses valores, incluindo os saldos registrados nopassivo circulante, estava programada para 22 de novembro de 2002, mas foi postergada em razão de novo acordo realizadoentre as empresas do setor e o Governo. O quadro abaixo apresenta o resumo das operações realizadas com as controladasCPFL, Piratininga e CPFLGeração no âmbito do MAE:

Operações no MAE

Liquidação Financeira de 30 de Dezembro de 2002

De acordo com o estabelecido nesse novo acordo, 50% do saldo líquido a receber, correspondente ao período acumulado atésetembro de 2002 deveria ser liquidado até 30 de dezembro de 2002 e o saldo remanescente, liquidado após a conclusão dostrabalhos de auditoria no MAE a ser contratada para essa finalidade. O quadro abaixo demonstra os montantespagos/recebidos na liquidação anteriormente mencionada, bem como o saldo remanescente não liquidado, que, de acordocom as regras desse mercado, deverá ser negociado bilateralmente entre as empresas do setor.

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Para o saldo em negociação em sua maioria foram realizados contratos bilaterais que asseguram a realização destes valores.No ano de 2003 (até a data da emissão do parecer) as controladas receberam o montante líquido de R$ 92.611 referente aliquidação parcial no MAE.

Os valores da energia no curto prazo e da energia livre podem estar sujeitos a modificação dependendo de decisão dosprocessos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos à interpretação das regras vigentesno mercado. Essas empresas, não incluídas na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº.288 da ANEEL, de 16 de maio de 2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e aforma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE, incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleitodessas empresas envolve a comercialização da cota-parte de Itaipu no submercado Sudeste/Centro-Oeste durante o períodode racionamento de 2001 a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre ossubmercados das regiões Sudeste/Centro-Oeste com o da região Sul.

4 - Apresentação das Demonstrações Financeiras

As demonstrações financeiras da controladora e controladas foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas noBrasil, em conformidade com os princípios emanados da Lei das Sociedades Anônimas, e normas complementares editadaspela CVM, que não prevêem o reconhecimento dos efeitos inflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996. Tais demonstraçõesestão também em consonância com a legislação específica aplicável às empresas concessionárias de energia elétrica.

As informações detalhadas sobre os itens das demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em notas explicativas equadros analíticos, em atendimento às instruções contidas no Ofício Circular no 155/2003-SFF/ANEEL, de 24 de janeiro de2003 e Ofício Circular/CVM/SEP/SNC no 01/2003, de 16 de janeiro de 2003.

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Através da Resolução ANEEL n.º 444, de 26 de outubro de 2001, foi instituído o “Manual de Contabilidade”, que promoveu arevisão de normas e procedimentos contidos no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica. Este manual contém oPlano de Contas, as instruções contábeis e o roteiro para divulgação de informações econômicas e financeiras, resultando emalterações nas práticas contábeis e de divulgação até então aplicáveis às empresas do setor. Os principais procedimentos alteradoscontidos no referido Manual, que são aplicáveis de forma compulsória a partir de 1º de janeiro de 2002, foram os seguintes:

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Em atendimento ao “Manual de Contabilidade da ANEEL”, aplicado no exercício de 2002, foram promovidasreclassificações nas demonstrações financeiras do exercício de 2001, sem modificar o resultado final, a fim de permitir acomparabilidade das informações. As principais reclassificações procedidas foram as seguintes:• Ativo imobilizado líquido das Obrigações Especiais;• Encargos setoriais (RGR/CCC e Taxa de Fiscalização) agrupados no item Taxas Regulamentares;• Dívidas com entidade de previdência privada agrupadas no item Entidade de Previdência Privada; e• Classificação das despesas operacionais segregadas em custo com energia elétrica, custo com operação, custo com serviço

prestado a terceiro, despesas com vendas e despesas gerais e administrativas.

As demonstrações financeiras consolidadas de 2001, apresentadas para fins de comparação, foram reclassificadas paraatender à consolidação proporcional da controlada indireta RGE, uma vez que se caracteriza como empresa controlada emconjunto, conforme, às disposições do Acordo de Acionistas Controladores. O resultado do exercício e o patrimônio líquidoresultante dessa retificação não apresentam qualquer diferença em relação aos saldos finais anteriormente divulgados.

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações do fluxo de caixa e do valor adicionado da controladora e consolidado, para os exercícios de2002 e 2001.

Sumário das Principais Práticas Contábeis

a) Disponibilidades - Incluem as aplicações financeiras que estão registradas ao custo, acrescidos de rendimentosproporcionais auferidos até a data dos balanços.

b) Consumidores, Concessionárias e Permissionárias - Inclui o fornecimento faturado de energia a consumidores finais,bem como as receitas decorrentes de energia elétrica consumida mas ainda não faturada aos mesmos, contabilizados emconsonância com o regime de competência. Inclui os valores faturados e a faturar a outras concessionárias pelosuprimento de energia elétrica, conforme determinado por informações disponibilizadas pelo Mercado Atacadista deEnergia (“MAE”).

c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - constituída com base nos valores a receber dos clientes da classeresidencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e para os saldos dos clientes dasdemais classes vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público, conforme definido no Manual deContabilidade do Setor Elétrico. Considera também, para fins da referida provisão, uma análise individual de cada saldo,de forma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícil recebimento, baseando-se naexperiência da administração em relação às perdas efetivas.

d) Estoque (Inclusive Ativo Imobilizado) - Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, e aquelesdestinados à construção, classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição.

e) Investimentos - As participações em controladas são avaliadas pelo método de equivalência patrimonial; as demaisparticipações estão registradas ao custo de aquisição, deduzidas de provisões para redução ao valor de mercado, quandoaplicável.

f) Imobilizado - Registrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação calculada pelo método linear, ataxas variáveis de 2% a.a. a 20% a.a., de acordo com a natureza do bem. Em atendimento às instruções do Manual deContabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, os seguintes procedimentos foram adotados:

Os juros e demais encargos financeiros e efeitos inflacionários relacionados aos financiamentos obtidos de terceiros,efetivamente aplicados nas imobilizações em curso, foram registrados pelas controladas neste subgrupo como custo.

Mesmo procedimento foi adotado para os juros computados sobre o capital próprio que financiou as obras em andamento,tendo sido registrado pelas controladas até março de 2000 (na RGE até dezembro de 1999).

As controladas optaram, em março de 2002, pela descontinuidade da apropriação às imobilizações em curso do rateio de10% dos gastos administrativos com pessoal e serviços de terceiros, até que se tenham concluído os estudos técnicos quepermitam a alocação adequada destes custos.

g) Diferido - Os saldos relacionados a ágios (deságios) pagos (auferidos) na aquisição de controladas e decorrentes daincorporação de empresas controladas são amortizados com base no método linear, pelo prazo de 10 anos, de acordo comas disposições da Instrução CVM 247/96, uma vez que estão relacionados à rentabilidade futura dos investimentosadquiridos.

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Adicionalmente, conforme mencionado na nota explicativa n° 14, a controlada CPFL e a controlada em conjunto RGEoptaram pelo diferimento da variação cambial incorrida durante o ano de 2001, que está sendo amortizada de forma lineara partir do exercício de 2001, pelo prazo de quatro anos ou em função do vencimento dos passivos que deram origem àvariação cambial, o que ocorrer primeiro.

h) Atualizações de Direitos e Obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação, ouvariação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até a data dos balanços.

i) Imposto de Renda e Contribuição Social - Calculados conforme alíquotas vigentes à data dos balanços. Conformedisposições da Deliberação CVM n.º 273/98 e Instrução CVM n.º 371/02, as controladas registraram em suasdemonstrações financeiras os efeitos do Imposto de Renda e Contribuição Social sobre prejuízos fiscais, base negativa daContribuição Social e diferenças intertemporais.

j) Planos de Aposentadoria e Pensão - Em atendimento às determinações da Deliberação nº 371 da CVM, de 13 de dezembrode 2000, as controladas optaram, no exercício de 2001, por reconhecer a parcela de obrigações atuariais excedentes emrelação aos ativos dos planos, debitando o resultado do exercício em 5 anos a partir de janeiro de 2002 (vide nota 18).

k) Provisões para Contingências - As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações de seus riscos(prováveis e possíveis) e quantificadas com base em fundamentos econômicos e em pareceres jurídicos sobre osprocessos e outros fatos contingenciais conhecidos na data do balanço.

l) Resultado - As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

m) Estimativas - A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requerque a controladora e suas controladas se baseiem em estimativas para o registro de certas transações que afetam seusativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstraçõesfinanceiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodossubseqüentes, podem diferir dessas estimativas.

n) Prejuízo porAção - Determinado considerando-se a quantidade de ações em circulação à data do balanço.

Critérios de Consolidação

As demonstrações consolidadas abrangem os saldos e transações da Sociedade e de suas controladas CPFL e CPFL Geração.Para o exercício de 2001, os saldos de ativos, passivos, despesas e receitas foram consolidados proporcionalmente à participaçãodetida pela Sociedade nessas controladas, sendo 22,15% e 6,06%, respectivamente. Para o exercício de 2002, as participaçõesnas controladas CPFL e CPFL Geração, aumentaram para 94,94% e 95,62%, em decorrência da reestruturação societária doGrupo (vide nota 1.1), respectivamente, as demonstrações financeiras das controladas foram consolidadas integralmente.

Em decorrência deste aumento de participação ter ocorrido em agosto de 2002, com efeito retroativo a 30 de junho de 2002, osresultados das controladas foram consolidados proporcionalmente à participação detida pela Sociedade na CPFL e CPFLGeração, até aquela data, sendo 22,15% e 5,92%, respectivamente, para o segundo semestre de 2002, os resultados dascontroladas CPFLe CPFLGeração foram consolidados integralmente.

Anteriormente à consolidação com as demonstrações financeiras da Sociedade, as demonstrações financeiras da CPFL eCPFLGeração são consolidadas com as de suas controladas, integral ou proporcionalmente, de acordo com as determinaçõesda Instrução CVM n.º 247 de 27 de março de 1996.

Respeitadas as condições descritas acima, a parcela relativa aos acionistas não controladores está destacada no patrimôniolíquido e no resultado do exercício.

Adicionalmente, os seguintes procedimentos de consolidação foram adotados:

(a) Eliminação das participações no Patrimônio Líquido das controladas;(b) Eliminação do resultado de Equivalência Patrimonial; (c) Eliminação dos saldos de Ativos e Passivos entre as empresas consolidadas; (d) Eliminação dos saldos de receitas e despesas decorrentes de transações entre as Empresas; e(e) Ajustes de critérios contábeis sobre as demonstrações das controladas, quando divergentes dos utilizados pela CPFL

Energia.

462

5 - Consumidores, Concessionárias e Permissionárias

Os saldos consolidados de contas a receber de consumidores, concessionárias e permissionárias em 31 de dezembro de 2002 e2001 são como segue :

Recomposição Tarifária Extraordinária - Trata-se do saldo referente às perdas de receita com o racionamento e à energialivre a ser repassada aos consumidores finais, conforme mencionado na nota n°3.

Energia Livre - Refere-se ao montante que será recebido pelas distribuidoras e repassados aos geradores, conformemencionado na nota nº3.

Em 31 de dezembro de 2002, o valor total a recuperar, relacionado aos ativos regulatórios acima mencionados, através dosaumentos tarifários extraordinários autorizados pelo Poder Concedente, é como segue:

Receitas Decorrentes da Subclasse Residencial Baixa Renda

Até o final de agosto de 2002, as controladas utilizavam para enquadramento dos consumidores na categoria Baixa Renda, oscritérios estabelecidos pela Resolução ANEELnº. 196 de 7 de junho de 2000, com as seguintes diretrizes:

• ligação monofásica;• carga instalada até 6kW;• consumo mensal de 220 kWh.

A Lei n°. 10.438 de 26 de abril de 2002 alterou os critérios de classificação dos consumidores da subclasse residencial baixarenda, os quais são beneficiados por uma tarifa social escalonada inferior à tarifa cobrada dos demais consumidores residenciais.As Resoluções ANEELn°s. 246 e 485, de 30 de abril de 2002 e 29 de agosto de 2002, respectivamente, estabelecem as seguintesdiretrizes para a classificação da unidade consumidora residencial na Subclasse Residencial Baixa Renda:

• unidade consumidora com consumo mensal entre 80 e 220 kWh;• unidade consumidora que seja atendida por circuito monofásico;• unidade consumidora cujo responsável seja inscrito no Cadastramento Único para Programas Sociais do Governo Federalou seja beneficiário dos programas “Bolsa Escola” ou “Bolsa Alimentação”; e

• unidade consumidora cujo responsável possua renda mensal per capita máxima equivalente a meio salário mínimo definidopelo Governo Federal.

463

Para fazer jus ao benefício da tarifa social da Subclasse Residencial Baixa Renda, o responsável pela unidade consumidoradeverá comprovar, junto à concessionária de energia, o atendimento de todas as condições acima descritas.

AResolução ANEEL n.º 514 de 17 de setembro de 2002 estabelece os procedimentos contábeis e os critérios de compensaçãonas tarifas de fornecimento, dos efeitos de todas as novas condições de enquadramento como Residencial Baixa Renda.Determina que as empresas que tiverem ganho de receita em função desses novos critérios, comparativamente à situaçãoanterior, deverão contabilizar esse ganho em conta redutora de receita em contrapartida de Credores Diversos -Consumidores. O saldo registrado, apurado de abril de 2002 até março de 2003, será compensado quando do cálculo do Índicede Reajuste Tarifário Anual – IRT, ou da Revisão Tarifária Periódica (art 3º e 4º).

As empresas que tiverem perda de receita, terão o direito à sua recuperação, através de subvenção econômica custeada porrecursos financeiros oriundos do Tesouro, conforme dispõe a Lei n.º 10.604 de 17 de dezembro de 2002.

AResolução ANEEL n.º 609 de 05 de novembro de 2002 estipulou o prazo máximo para cadastramento dos clientes até 31 demarço de 2003. A partir dessa data, a Sociedade e suas controladas estimam que o número de consumidores classificados naSubclasse Residencial Baixa Renda será menor.

A Resolução ANEEL n.º 41, de 31 de janeiro de 2003, estabelece a metodologia para cálculo da diferença de receita dasconcessionárias de distribuição de energia elétrica em virtude da nova classificação. A CPFL e Piratininga estão adaptandoseus sistemas de informação para obter os valores resultantes dessa nova classificação. O saldo apurado no períodocompreendido entre abril de 2002 a março de 2003 será computado quando do cálculo do Índice de Reajuste Tarifário Anual –IRT, ou da Revisão Tarifária Periódica (art. 3.º e 4.º).

6 - Coligadas, Controladas ou Controladora

Estão registrados nesta rubrica principalmente os dividendos a receber das controladas CPFL e CPFL Geração, cujos saldosem 31 de dezembro de 2002 e 2001 são como segue:

7 - Devedores Diversos

Créditos a Receber CESP – Estão relacionados à transferência dos créditos da Conta de Resultado a Compensar (CRC), sendoatualizados pela variação do dólar norte-americano, acrescido de juros calculados sobre a “Taxa Libor” trimestral acrescidade Spread à taxa de 0,8125% a.a., sendo o principal amortizado semestralmente (junho e dezembro) e os encargos recebidosem parcelas mensais, a ultima das quais a vencer em junho de 2009. O saldo total monta R$ 272.389, sendo R$ 217.064classificado no Realizável a Longo Prazo.

Operações de Swap - Registra os efeitos decorrentes de operação de swap, para substituição do risco cambial e de juro variávelde financiamentos obtidos pela CPFL. (vide nota 16).

464

8 - Títulos e Valores Mobiliários

No consolidado, os saldos no ativo circulante e no realizável a longo prazo, são representados principalmente, por debênturesda 9ª emissão da VBC Energia S.A., transferidas para a controladora VBC Participações S.A. e subscritas pela DraftIParticipações S.A., (controlada integral da CPFL).

Em 31 de dezembro de 2002 a rubrica registra o saldo de R$ 87.869 (R$ 24.737 em 31 de dezembro de 2001). Seu resgate se dáem 9 (nove) parcelas semestrais, tendo ocorrido o primeiro em setembro de 1999. Sua atualização está atrelada à cesta demoedas do BNDES, com juros fixos de 5% a.a. e taxa variável com base no custo médio ponderado de todas as taxas edespesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos, que em 2002 foi em torno de 55,92% a.a. (15,46% a.a. para 2001).

9 -Tributos a Compensar

Na controladora em 31 de dezembro de 2002 e 2001, os tributos compensáveis compõem-se, principalmente, por imposto derenda retido na fonte incidente sobre aplicações financeiras e juros sobre capital recebidos de controladas, sendo que oscréditos tributários apurados até 31 de dezembro de 2001 estão atualizados monetariamente pela “taxa Selic”.

Os saldos no consolidado são compostos como segue:

10 - Diferimento de Custos Tarifários

A Medida Provisória nº 2227, de 4 de setembro de 2001, em conjunto com as Portarias Interministeriais nº 296, de 25 deoutubro de 2001 e nº 25, de 24 de janeiro de 2002, e Resolução nº. 90 de 18 de fevereiro de 2002 da ANEEL, criarammecanismo de compensação das variações ocorridas dos custos não gerenciáveis incorridos pelas empresas concessionáriasde distribuição de energia elétrica, que compõem o reajuste anual das suas tarifas, a saber:

• Tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional;

• Tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;

• Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;

• Tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;

• Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos;

465

• Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;

• Quota de Reserva Global de Reversão – RGR;

• Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica – TFSEE; e

• Encargos de conexão.

Dessa forma, os custos pagos a maior ou a menor dos itens acima listados, que foram contabilizados no curto prazo, apuradosno período de 26 de outubro de 2001 a 10 de março de 2002, foram computados no cálculo do reajuste tarifário de abril de 2003para a CPFL e RGE, e no mês de outubro de 2003 para a Piratininga. Os valores incluídos na Conta de Compensação deVariação de Custos da Parcela “A” são reajustados com base na variação da taxa SELIC.

Os saldos de longo prazo são representados pelos custos do período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, e foramhomologados pela ANEEL através da Resolução nº 482 de 29 de agosto de 2002 (vide nota nº 3). A recuperação destes custosdiferidos se dará através da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE prevista na Lei n° 10.438, dentro de um prazo de 75meses para a CPFL e de 63 meses para a Piratininga conforme definido pela Resolução ANEELn° 484 de 29 de agosto de 2002.

11 – Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos

Em atendimento às disposições da Deliberação CVM n∞. 273/1998 e da Instrução CVM n∞. 371/2002, foram registrados, nascontroladas, créditos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais, de bases negativas de contribuição social e diferençasintertemporais, os quais não possuem prazo de prescrição para sua recuperação. Esses créditos estão registrados no ativorealizável a longo prazo, considerando a expectativa de sua realização determinada com base nas projeções de resultadosfuturos das controladas e no limite de 30% para compensação anual dos lucros tributáveis.

• Composição dos Saldos

A composição dos créditos de imposto de renda e contribuição social diferidos, por natureza, em 31 de dezembro de 2002 e2001, é como segue:

• Composição dos Efeitos no Resultado do Exercício

466

• Expectativa de recuperação

As controladas estimam realizar os principais créditos nos seguintes prazos:

12 – Investimentos

12.1 - Bens de Renda

No consolidado, por determinação da ANEEL, os bens do ativo imobilizado relacionados ao empreendimento na UHE deSerra da Mesa, por estarem arrendados à Furnas, são apresentados nesta rubrica, para atender ao Plano de Contas do ServiçoPúblico de Energia Elétrica. Acomposição dos referidos bens, é como segue:

12.2 - Participações Societárias Permanentes

Em 31 de dezembro de 2002 e 2001, a Sociedade detém participações societárias permanentes nas seguintes controladas:

Investidas 2002 2001 Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL 2.960.274 848.501 CPFLGeração de Energia S.A. 660.466 44.903 Total 3.620.740 893.404

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As principais informações sobre as participações societárias permanentes são como segue:

(1) AParticipação é ajustada em função das ações em tesouraria(2) Na CPFLsão deduzidos os Recursos Destinados à Aumento de Capital, no valor de R$ 6.918, em 31 de dezembro de 2002 e 2001.

Da totalidade das ações da controlada CPFL detidas pela Sociedade, 54,46% estão caucionadas em garantia de suas emissõesde debêntures e notas promissórias.

12.3 - Ágio / Deságio

Acomposição do ágio no consolidado é a seguinte:

No consolidado os ágios nas aquisições da RGE, Piratininga e SEMESA, estão sendo amortizados de acordo com asdisposições das Instruções CVM n.º 247/96 e 285/98, pelo prazo de 10 anos, em função da expectativa de rentabilidade futuradaquelas controladas.

Os adiantamentos para futuro aumento de capital registrados no realizável a longo prazo, no valor de R$ 222.164, foramdestinados à controlada CPFL.

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13 – Imobilizado

Ataxa de depreciação média dos ativos é aproximadamente 5,1% no consolidado (5% em 2001). De acordo com os artigos 63e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição,inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados emgarantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta adesvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia paradesvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação sejadepositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados,dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador, e assubvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição. O prazo devencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para concessões de geração, transmissão edistribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.

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14 - Diferido

Ágio de Incorporação - refere-se ao ágio decorrente da incorporação da DOC4 Participações S.A. pela CPFL e do ágiodecorrente da incorporação da DOC3 Participações S.A. pela RGE, estando fundamentados na expectativa de rentabilidadefutura da controlada CPFLe da controlada em conjunto RGE, e estão sendo amortizados por um prazo de 10 anos.

Variação Cambial - de acordo com as deliberações CVM n.ºs 404 e 409/2001, a controlada CPFL e a controlada em conjuntoRGE optaram por diferir o resultado líquido negativo decorrente do ajuste dos valores em reais de obrigações e créditosdenominados em moeda estrangeira, ocorrido no ano de 2001. O valor diferido será amortizado linearmente, respeitando asdatas de vencimentos dos contratos, em até 4 (quatro) anos, a partir do exercício de 2001, inclusive.

15 – Fornecedores

O saldo de fornecedores no exigível a longo prazo refere-se a transações relacionadas a energia livre a ser repassada aosgeradores ( Vide Nota 3).

16 - Empréstimos e Financiamentos

Em 25 de outubro de 2002, a Sociedade emitiu 1.800 Notas Promissórias com valor nominal unitário de R$ 500, perfazendoum total de R$ 900.000. O valor total da emissão foi captado em duas tranches, sendo a primeira liberada em 25 de outubro de2002, no valor de R$ 875.000 e a segunda em 31 de outubro de 2002 no valor de R$ 25.000, ambas com juros remuneratórios,de 117% da taxa média diária dos depósitos interfinanceiros (“Taxa DI”) divulgada pela CETIP e prazo de vencimento de 180 dias a contar da data de sua liberação. Em 31 de dezembro de 2002, o saldo a pagar, relacionado a essas notas, totaliza R$ 937.834.

470

No consolidado as principais informações dos empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2002 e 2001 são comosegue:

Os empréstimos e financiamentos em moeda nacional estão sujeitos a encargos e taxas variáveis de mercado. Sua composiçãopor tipo de indexador é como segue:

BNDES - Corresponde principalmente ao financiamento para aquisição de participação na Bandeirante Energia S.A., quandode sua privatização (a Bandeirante teve seu patrimônio parcialmente cindido em 1o de outubro de 2001, sendo parte do seuacervo líquido incorporado pela Piratininga – empresa na qual a CPFL mantém participação através da controlada Draft I).Este empréstimo vem sendo amortizado em 09 (nove) parcelas semestrais, a partir de setembro de 1999, estando sualiquidação final prevista para setembro de 2003. Sua atualização está atrelada à cesta de moedas do BNDES (“UMBND”, cujomaior indexador é o dólar norte americano), com juros fixos de 5% a.a., e variáveis com base no custo médio ponderado detodas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos, que em 2002 foi em torno de 55,92% a.a. (15,46%a.a. em 2001). Como garantia, estão vinculadas ações representativas do capital da Piratininga, detidas pela Draft I.

Inclui financiamento à CPFL Geração destinado a repotenciação de PCH’s (pequenas centrais hidrelétricas), que seráamortizado em 84 parcelas mensais e sucessivas, a partir de fevereiro de 2003. Sua atualização está atrelada, parte à cesta demoedas do BNDES (“UMBND”), cujo maior indexador é o dólar norte-americano e parte à TJLP, com juros de 3,5% a.a., evariáveis com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos. O empréstimo está garantido por aval da controlada CPFL.

BNDES – Investimento - Corresponde a financiamento aos programas de investimentos. Está dividido em duas tranches “A”e “B”, tendo 18 e 30 meses de carência, respectivamente, sendo amortizado em 78 parcelas mensais e sucessivas a partir deoutubro de 2000 e outubro de 2001, respectivamente, com atualização pela TJLP e juros de 3,25% ao ano. Como garantia, estávinculada a receita proveniente da prestação de serviços de fornecimento de energia elétrica. Inclui o empréstimo dacontrolada em conjunto RGE, com atualização pela TJLP e juros de 3,9% ao ano, amortização mensal, com últimovencimento em 15 de setembro de 2007 e cuja garantia está vinculada à receita da empresa.

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BNDES – Ativo Regulatório - Corresponde a financiamento relacionado ao Programa Emergencial de Racionamento deEnergia Elétrica totalizando R$ 918.979. Na controlada CPFL está dividido em duas tranches nos valores de R$ 567.366 e R$ 151.759, relacionadas às “Perdas no Racionamento” e Parcela “A” de Longo Prazo, respectivamente, sendo que a primeiraestá sendo amortizada em 62 parcelas mensais, a partir de 15 de março de 2002 e a segunda em 13 parcelas a partir de 15 de maiode 2007, ambas atualizadas monetariamente pela variação da taxa “Selic”, acrescida de juros remuneratórios de 1,0% ao ano.

Na controlada Piratininga, está dividido em duas tranches nos valores de R$ 228.711 e R$ 52.437 relacionadas às “Perdas noRacionamento” e Parcela “A” de Longo Prazo, respectivamente, sendo que a primeira está sendo amortizada em 54 parcelasmensais, a partir de 15 de março de 2002 e a segunda em 9 parcelas a partir de 15 de setembro de 2006, ambas atualizadasmonetariamente pela variação da taxa “Selic”, acrescida de juros remunerátórios de 1,0% ao ano.

Na controlada em conjunto RGE, inclui a liberação de recursos relacionados a Parcela “A” de Longo Prazo e Energia Livre,nos montantes de R$ 32.757 e R$ 6.454, respectivamente, ambas atualizadas monetariamente pela variação da taxa “Selic”,acrescida de juros remuneratórios de 1,0% ao ano.

Na controlada CPFL Geração, o empréstimo relacionado ao racionamento de energia no valor de R$ 6.931, está sendoamortizado em 60 prestações mensais e sucessivas, a partir de 15 de março de 2003. Sobre o principal da dívida incidem jurosde 1,00% ao ano acima da taxa Selic, tendo também como avalista a CPFL.

Furnas - O empréstimo junto a Furnas, na controlada CPFL Geração, está sujeito à atualização pela variação do IGP-M ejuros de 10% a.a., com vencimento em 24 parcelas mensais a partir de 2008, tendo como garantia a energia produzida pelaUHE Serra da Mesa, conforme Contrato Geral assinado entre a Semesa S.A. e Furnas Centrais Elétricas S.A.

Floating Rate Notes - Refere-se à captação de recursos no mercado externo efetuada pela CPFL, no montante de US$ 300milhões, realizada no segundo trimestre de 2001, para fins de aquisição do controle acionário da RGE, contratados junto a umconsórcio de bancos, liderado pelo BankBoston. Esse empréstimo tem prazo de vencimento final de 5 anos e carência de 20meses para início do pagamento do principal, sendo que os juros vêm sendo pagos semestralmente a partir de dezembro de2001. Através de mecanismo de “swap”, toda esta dívida foi convertida para custo local, correspondente a 93,65% e 94,75%da variação do CDI (Certificado de Depósito Interbancário), respectivamente, para as parcelas de US$ 100 milhões e US$200milhões. Como garantia, foram concedidas notas promissórias e cartas de fiança.

BRDE - Refere-se a contrato de abertura de crédito, assumido pela controlada em conjunto RGE no processo de cisão eprivatização da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE, sendo atualizado pelo IGPM, acrescido de juros de 12% aoano. As amortizações são mensais com vencimento final previsto para 30 de setembro de 2006, tendo como garantia aarrecadação de venda de energia da RGE.

Instituições Financeiras – Contempla empréstimos e financiamentos em moeda nacional e estrangeira com seguintecomposição:

I - Moeda Nacional – Inclui, além das notas promissórias anteriormente citadas, empréstimos obtidos junto a instituiçõesfinanceiras, para a cobertura do fluxo de caixa operacional das controladas, sendo atualizados pela variação do CDI.

II - Moeda Estrangeira – Estão relacionados com negociações realizados no âmbito do Plano Brady intermediado pelo Bancodo Brasil, dívidas da Resolução 63 com a finalidade de cobertura do giro da Sociedade, bem como à captação de recursosrealizada em 2000 pela Sul Geradora Participações S.A., controlada em conjunto RGE, através de operação de Trade Finance,tendo como garantia o aval da RGE e cartas de fianças.

No consolidado o saldo principal dos empréstimos e financiamentos a longo prazo, tem vencimentos assimprogramados:

No consolidado os empréstimos e financiamentos com diversas instituições financeiras em moeda estrangeira têm a seguintecomposição de longo prazo:

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17 - Debêntures

Em 31 de dezembro de 2002 e 2001, o saldo de debêntures é como segue:

ASociedade em 1º. de maio de 2000, emitiu para distribuição pública, em 4 séries, 13.000 debêntures nominativas escriturais,não conversíveis em ações, com valor nominal unitário de R$ 100, perfazendo o total de R$ 1.300.000. ASociedade em 03 demaio de 2002 amortizou a primeira parcela de principal e juros dessas debêntures, que totalizou R$ 911.614. O saldo das 1ª. e3ª. séries são atualizadas pela variação do IGP-M mais juros pré-fixados de 13% a.a. e as 2ª. e 4ª. séries são atualizadas por103,5% da variação do CDI, sendo que a amortização da segunda parcela de principal e juros tem vencimento programadopara 1º. de maio de 2003.

No consolidado a composição do saldo de debêntures em 31 de dezembro de 2002 e 2001 é como segue:

(a) As debêntures da 2ª emissão da VBC Energia S.A., foram transferidas, em 21 de dezembro de 2001, para a controladaSEMESA, por estarem vinculadas ao financiamento da construção da Usina de Serra da Mesa. Essas debêntures sãoatualizadas com base na variação da Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) acrescida de juros de 4 a 5% ao ano. As debênturestêm vencimento programado para o ano de 2009.

(b) Com o propósito de alavancar recursos complementares à aquisição do controle acionário da RGE, em julho de 2001 aCPFL concluiu a colocação e venda de 100% da emissão de 44.000 debêntures da primeira série, equivalentes a R$ 440.000,com prazo de vencimento em 7 anos, remuneração anual com base na variação do IGP-M, acrescida de juros de 11,50% ao ano.

473

(c) Refere-se à colocação e venda de aproximadamente 67% das 45.000 debêntures, correspondentes à segunda série, cujovalor total eqüivale a R$ 450.000, com prazo de 5 anos e remuneração anual com base na taxa média dos DepósitosInterfinanceiros de um dia – DI, “over extra grupo”, acrescida de spread de 0,6% ao ano. Como resultado da colocação dasegunda série de debêntures, a CPFL obteve R$ 301.420 em novos recursos, restando R$ 148.580 em papéis baseados navariação do CDI que foram cancelados em dezembro de 2001.

18 – Entidade de Previdência Privada

As controladas CPFL, CPFL Geração e Piratininga, através da Fundação CESP, e a controlada em conjunto RGE, através daFundação ELETROCEEE, mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seus empregados.

I – CPFLe CPFLGeração

Em 27 de outubro de 1997, a Secretaria de Previdência Complementar, através do Ofício nº 726/SPC/CGOF/COJ, aprovou oRegulamento do Plano Misto de Benefícios que transformou o plano de Benefício Definido, para Plano Misto, com asseguintes características:

a) Constituição de um benefício saldado - BSPS, proporcional ao tempo de contribuição de cada participante do plano, noconceito de contribuição definida;

b) Adoção de um modelo misto, que contempla as aposentadorias de risco (invalidez e morte) no conceito de benefíciodefinido e as aposentadorias programáveis, no conceito de contribuição definida.

c) A modificação do Plano Previdenciário em setembro de 1997, exigiu da CPFL E CPFL Geração assunção de umareserva a amortizar apurada pelos Atuários externos da Fundação CESP, a qual vem sendo amortizada, em 240 parcelasmensais, a partir de setembro de 1997, acrescidas de juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV).

II – Piratininga

A Piratininga é responsável pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados ativos a ela transferidos e osempregados aposentados na antecessora Bandeirante Energia S/A desde 01/01/98 até 30/09/2001.

Em 02 de abril de 1998 a Secretaria de Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do plano previdenciáriomantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios Suplementar Proporcional Saldado –BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, similar ao da CPFL, com as seguintes características:

a) Plano de Benefício Definido (“BD”) – vigente até 31.03.98 – plano de benefício saldado, que concede um BenefícioSuplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia, reversível em pensão, aos participantes inscritosaté 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até areferida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pelacobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da CPFL Piratininga.

b) Plano de Benefício Definido – vigente após 31.03.98 – plano do tipo BD, que concede renda vitalícia, reversível empensão, relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998, na base de 70% da médiasalarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez,os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31.03.98) e, portanto, nãoincluem apenas o tempo de serviço passado acumulado após 31.03.98. A responsabilidade pela cobertura dasinsuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a Piratininga e os participantes.

c) Plano de Contribuição Definida – implantado junto com o Plano BD Vigente após 31.03.98, é um planoprevidenciário, que até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo contribuição definida,não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Piratininga. Somente após a concessão da renda vitalícia,reversível (ou não) em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa apoder gerar responsabilidade atuarial para a Piratininga.

III – RGEO plano de suplementação é do tipo ”Benefício Definido” com regime financeiro de capitalização.

A patrocinadora é responsável pela cobertura dos déficits apurados no plano de benefício da Fundação e conforme o § 2ºda cláusula XXII do Regulamento da Fundação ELETROCEEE, a contribuição da patrocinadora será equivalente àtotalidade das contribuições vertidas pelos participantes em um mesmo período.

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Deliberação CVM nº 371 - Contabilização dos Planos de Pensão

Na avaliação atuarial dos planos foi adotado o método do crédito unitário projetado, estando os ativos dos planosposicionados em 31 de dezembro de 2002, conforme facultado pela Interpretação Técnica do IBRACON nº 01/01,referendada pela CVM através do Ofício Circular CVM/SEP/SNC/nº 01/2002.

Demonstramos a seguir a situação dos Planos , com base em parecer dos atuários externos, para o período findo em 31 de dezembro de 2002, bem como as demais informações requeridas pela Deliberação CVM nº. 371/00:

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Premissas Atuariais

19 – Taxas Regulamentares

Reserva Global de Reversão – RGR - É um fundo de reserva administrado pela Eletrobrás, destinado a prover recursos paraa União indenizar concessionários quando da expiração de suas concessões, na forma de reembolso pelo valor do ativopermanente líquido registrado nos livros. O Decreto n∞. 1.771 instituiu a taxa de RGR de 2,5% sobre o imobilizado emserviço, limitado a 3,0% do total da receita operacional bruta, deduzida do ICMS.

Conta Consumo de Combustível – CCC - É uma contribuição feita pelas controladas CPFL, Piratininga e RGE parafinanciar o custo do combustível utilizado nos processos de operações de energia termoelétrica no sistema energéticobrasileiro.

20 – Tributos e Contribuições Sociais

No consolidado, em 31 de dezembro de 2002 e 2001, o saldo dos tributos e contribuições sociais a recolher é como segue:

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21 – Coligadas, Controladas e Controladoras

Em 31 de dezembro de 2002, no consolidado, a rubrica registra no passivo circulante o saldo de R$ 17 referente a transaçõesrealizadas entre a Sociedade e a controladora VBC Energia S.A., em 2001 no consolidado, o saldo de R$ 29.028 é compostopelo valor R$ 1.492 relacionado a transações realizadas entre a controlada CPFL Geração e a controladora VBC Energia S.A.e R$ 27.536 decorrente de transações realizadas entre as controladas CPFLe CPFLGeração, não eliminados na consolidação.

No consolidado a rubrica registra no Exigível a Longo Prazo o saldo de R$ 315.965, (R$ 13.768 no consolidado proporcionalem 2001) relacionado à segunda parcela a pagar à VBC Energia S.A. referente à aquisição da SEMESApela controlada CPFLGeração. Este valor está sendo atualizado monetariamente pela variação do IGP-M, acrescido de juros de 9,5% ao ano.

22 - Provisão para Contingências

Em 31 de dezembro de 2002 e 2001, no consolidado os saldos das provisões se constituem como segue:.

As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos iminentes de perdas, na opinião dosassessores legais e da Administração da controladora e de suas controladas. A natureza e os riscos relacionados acontingências são sumariados como segue:

Trabalhistas – Referem-se a ações ajuizadas. No consolidado, nos termos do protocolo de cisão da Bandeirante, a Piratiningaé responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nas respectivas regiões porela assumidas, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1º de outubro de 2001, sãoassumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirante e 44% para a CPFLPiratininga).

Danos Pessoais – Referem-se a pleitos de indenizações não cobertas por apólices de seguros, com perdas consideradaspossíveis.

Majoração Tarifária – Correspondem a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes concedidos pelasPortarias DNAEE nºs. 38 e 45/1986, quando estava em vigor o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.

Finsocial em Litígio – Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração tarifária e cobrança do Finsocial, do períodode junho de 1989 a outubro de 1991. ACPFL obteve liminares que garantiram o não recolhimento mediante depósito judicial.Os depósitos judiciais estão registrados na rubrica “Depósitos Vinculados a Litígios”, no ativo realizável a longo prazo, sendoatualizados pela variação da Taxa Referencial Diária (TRD ).

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COFINS/PIS – Refere-se a questionamento judicial quanto à inclusão das receitas financeiras e não operacionais na base decálculo do PIS e Cofins, com respaldo em liminar para efetuar o pagamento destas contribuições na forma da legislaçãoanterior.

Outros – Contra as controladas foram iniciadas ações, onde se questiona a classificação de determinados consumidores paraefeito de tarifação. Não existem julgamentos quanto ao mérito do assunto, não sendo possível, no momento, determinar odesfecho final dessas ações e o efeito nas demonstrações financeiras, se houver.

23 – Outros

Consumidores e Concessionárias: Com consumidores destacam-se as obrigações relativas a contas pagas em duplicidadee/ou ajustes de faturamento. As obrigações com concessionários estão relacionadas com contratos de mutuos.

Adiantamentos: Refere-se a adiantamentos realizados pelos consumidores para execução de obras e serviços.

Juros sobre Empréstimo Compulsório: Repasse de recursos oriundos da Eletrobrás aos consumidores industriais.

Encargo de Capacidade Emergencial: Refere-se ao encargo tarifário cobrado do consumidor, a ser repassado para aComercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.

24 - Patrimônio Líquido

Todas as ações da Sociedade são de espécie ordinária, sem valor nominal, assim distribuídas em 31 de dezembro de 2002 e2001:

Em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 06 de agosto de 2002, os acionistas decidiram aumentar o capital social daSociedade em R$ 3.390.944, com a emissão 3.390.944 ações ordinárias, nominativas, com valor unitário de R$ 1,00 (UmReal). As novas ações emitidas pela Sociedade foram integralmente subscritas e integralizadas pelos acionistas mediante àconferência de ações ordinárias e preferenciais que detinham de emissão da CPFL e CPFL Geração, avaliadas pelo valorcontábil, em 30 de junho de 2002. .Os estatutos da Sociedade prevêem pagamento de dividendos mínimos aos acionistas calculados em 25% do lucro líquidoajustado na forma da Lei 6.404/76.

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25 – Receita Operacional

(*) Não Auditado

26 – Energia Comprada

(*) Não Auditado

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27 – Resultado Operacional

28 – Resultado Financeiro

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29 – Transações com Partes Relacionadas

No consolidado, em 31 de dezembro 2002, o saldo a pagar no valor de R$ 315.965, registrado no Exigível a Longo Prazo, estárelacionado à obrigação da controlada CPFLGeração junto à controlada VBC Energia S.A., decorrente da aquisição da SEMESA.

30 – Instrumentos Financeiros

Considerando os termos da Instrução CVM 235/95, a Sociedade e suas controladas avaliaram seus ativos e passivos contábeisem relação aos valores de mercado, por meio de informações disponíveis e metodologias de avaliação apropriadas.


Os negócios da Sociedade e suas controladas compreendem principalmente a distribuição, geração e comercialização deenergia, sendo concessionárias de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principaisfatores de risco de mercado que afetam seus negócios são como seguem:

Risco de Taxa de Câmbio

Este risco decorre da possibilidade de as controladas virem a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de câmbioaumentando os saldos de dívidas em moeda estrangeira. As controladas se protegem deste risco mediante contratação deoperações de “hedge” / “swap” para que as dívidas estejam indexadas à variação de índices nacionais:

Floating Rate Notes

Do total da dívida financeira da controlada CPFL atrelada à variação do dólar norte-americano, que monta a R$ 1.287.838,equivalentes a US$ 300 milhões efetuaram-se as seguintes operações:A exposição relativa à emissão de Floating Rate Notes, no montante de R$ 1.064.029, foi coberta através de operaçõesfinanceiras de swap, o que proporcionou à CPFL trocar os riscos originais da operação (variação cambial + Libor + 2,95%a.a.) para o custo de 93,65% e 94,75% do CDI (Certificado de Depósito Interbancário), respectivamente, para as parcelas deUS$ 100 e US$ 200 milhões.

Nos contratos de “swap”, de forma a não comprometer o limite de crédito da CPFL com o banco intermediador , foi instituídauma cláusula de “reset”. Através desse instrumento, as operações de swap são liquidadas integralmente quando as posiçõeslíquidas, trazidas a valor presente, ultrapassam um determinado percentual estabelecido no contrato. O resultado desseprocedimento pode afetar o fluxo de caixa da CPFL, gerando ou requerendo recursos para cobertura das liquidações dasposições de swap, nos momentos em que ocorre o “reset”.

Dívidas vencíveis em 2003

Em novembro de 2002, a CPFL efetuou a operação financeira “NDF” (Forward) onde foi possível prefixar o valor para oscompromissos atrelados ao dólar norte-americano com previsão de pagamento para março de 2003. Em 31 de dezembro de2002, esta operação financeira totalizava aproximadamente R$ 82.000. Adicionalmente à referida operação, consideraram-setambém os saldos ativos expostos à variação cambial, relacionados aos créditos a receber – CESP(vide nota n°. 7).

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Compra de energia de Itaipu

As controladas CPFL e Piratininga e a controlada em conjunto RGE estão expostas em suas atividades operacionais, à variaçãocambial na compra de energia elétrica de Itaipu. O mecanismo de compensação é a CVA, conforme descrito na nota 2.

Exposição Cambial - RGE

A controlada em conjunto RGE tem contratado operações de “swap”, visando à proteção de sua exposição à moeda em US$para os passivos de curto e longo prazo decorrentes de contrato de financiamento “Trade Finance” da operação deadiantamento de pré-exportação efetuado pela sua subsidiária integral Sul Geradora Participações S.A. O instrumentofinanceiro cobre o risco da oscilação cambial da dívida.


Este risco é oriundo da possibilidade de a Sociedade e suas controladas virem a incorrer em perdas por conta de flutuações nastaxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no exterior. Acontrolada CPFL e a controlada em conjunto RGE têm pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra esse risco(vide “swap” relacionado a Floating Rate Notes comentado acima).

Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade de as controladas virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento devalores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Companhia e suas controladas como baixo, tendo em vista apulverização do número de clientes e da política de cobrança e corte de fornecimento para consumidores inadimplentes.

Risco quanto à Escassez de Energia

O risco surge da possibilidade de as controladas virem a incorrer em perdas resultantes de dificuldades de geração de energiadecorrente de escassez de água.Segundo a avaliação do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, não há riscos de escassez de energia elétrica para opróximo exercício.

VALORIZAÇÃO DOS INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos da Sociedade e suas controladas em 31 de dezembro de 2002 sãodescritos a seguir, bem como os critérios para sua valorização/ avaliação:

a) Disponibilidades – Compreendem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras. O valor de mercado desses ativosnão difere dos valores demonstrados no balanço patrimonial.

b) Valores a receber e a pagar de energia – Estes créditos e débitos decorrem basicamente de transações realizadas noâmbito do Mercado Atacadista de Energia - MAE e foram registrados e valorizados com base nas informaçõesdisponibilizadas pelo MAE. Não houve transações relacionadas com estes créditos ou débitos que pudessem afetar suaclassificação e valorização na data do balanço.

c) Gerenciamento de Riscos - A CPFL, como empresa não financeira implantou um processo de Gestão de RiscosFinanceiros. Este processo é estruturado nas atividades de mapeamento das exposições, mensuração e cálculo dosvalores em riscos, avaliação e monitoramento das exposições e níveis de coberturas, e Testes de Stress.

d) Empréstimos e Financiamentos – Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota n° 16.

e) Debêntures - As debêntures lançadas pela Sociedade e suas controladas não são negociadas no mercado. Estão avaliadasconforme os critérios estipulados quando de sua emissão, conforme características definidas na nota explicativa n° 17.

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f) Contratos de Swap/Hedge – Essas operações são realizadas com o objetivo de neutralizar os riscos da flutuação docâmbio, apresentando em 31 de dezembro de 2002, um saldo consolidado de R$ 118.926 pelo critério de marcação avalor de mercado.

Os instrumentos financeiros consignados nas demonstrações financeiras nas diversas rubricas do ativo e passivo, estãoregistrados pelos seus valores de custo os quais se aproximam aos seus respectivos valores de mercado na data deencerramento das demonstrações financeiras.

31 – Eventos Subsequentes

CONTADE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO - CDE

Referida conta foi regulamentada através da Resolução ANEEL n.º 42 de 31 de janeiro de 2003, que atribui o recolhimento decota mensal no valor de R$ 11.729, no consolidado, para o exercício de 2003.ACDE foi criada pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, para promover a competitividade da energia produzida a partir defontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelosSistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.

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REPASSE DE ENERGIALIVRE AOS GERADORES

AANEEL, através da Resolução N° 89, de 25 de fevereiro de 2003, fixou para a CPFL e Piratininga, o percentual de 25,34% e31,12%, respectivamente, a ser aplicado sobre o montante arrecadado mensalmente, a título de Recomposição TarifáriaExtraordinária, e que deverá ser repassado para as empresas geradoras que tiveram despesas na compra de energia livre,conforme relação constante na Resolução ANEELN° 36 de 29 de janeiro de 2003.

TRANSFERÊNCIADE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA– BAESA

Em 18 de março de 2003, a ANEELatravés da Resolução nº 111/ANEEL/2003, anuiu com proposta de transferência de 25% daparticipação acionária da BEGESA- Barra Grande Energia S/A, no capital social da BAESA– Energética Barra Grande S/A. Após a efetivação da transferência, a BEGESA- Barra Grande Energia S/Apassará a deter 25% do capital social da BAESA–Energética Barra Grande S.A.

(*) Não Auditado

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

CPFL ENERGIA S.A.

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO – 2003

MENSAGEM DA DIRETORIA

Em seu primeiro ano completo de atuação, a holding CPFL Energia cumpriu plenamente os desafios estabelecidos em suaagenda estratégica, concluindo 2003 com resultados favoráveis em todas as suas áreas de atuação.

O contexto vivido pelo País, a partir de 2002, com as naturais incertezas decorrentes da transição política no âmbito doGoverno Federal e da perspectiva de mudanças estruturais no modelo institucional do setor elétrico, levou a CPFL Energiaao estabelecimento de uma agenda corporativa para enfrentar e superar os seus principais desafios estratégicos:• Viabilizar o equacionamento do endividamento de curto prazo das empresas do Grupo CPFL e melhorar a sua

estrutura de capital;• Viabilizar os financiamentos para os projetos de geração;• Homologar os contratos de compra e venda de energia dos empreendimentos de geração, da CPFL Geração;• Obter um resultado justo e equilibrado no processo de Revisão Tarifária das distribuidoras CPFL Paulista, CPFL

Piratininga e Rio Grande Energia;• Manter e melhorar a qualidade dos serviços prestados aos consumidores de energia das distribuidoras, com otimização

de custos operacionais e de investimentos;• Consolidar a presença da CPFL Brasil, ampliando sua participação no mercado de comercialização de energia e de

venda de serviços de valor agregado, ampliando a receita do Grupo CPFL, proveniente da atuação em mercadoscompetitivos;

• Incorporar diretrizes avançadas de Governança Corporativa e Responsabilidade Social, para assegurar oscompromissos da CPFL Energia com a transparência e a gestão dos impactos de suas atividades nos planoseconômico, social e ambiental.

A estratégia adotada permitiu que, ao final de 2003, fossem alcançados resultados amplamente favoráveis.

Certamente, entre os eventos importantes ocorridos neste ano, destaca-se a capitalização realizada pelos acionistas daCPFL Energia, no valor total de R$ 1.550 milhões, que ocorreu em duas fases. Primeiramente, em abril de 2003, os entãoacionistas VBC Energia, 521 Participações e Bonaire Participações, aportaram R$ 800 milhões, sob forma de umAdiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC). Posteriormente, em outubro do mesmo ano, esse AFAC foiconvertido em capital. Adicionalmente, ainda no mês de outubro, foram aportados R$ 750 milhões, sendo R$ 450 milhõespor parte da VBC Energia, 521 Participações e Bonaire Participações, e R$ 300 milhões por parte do Banco Nacional deDesenvolvimento Econômico e Social (BNDES), através do BNDESPar, que passou a integrar o quadro de acionistas daCPFL Energia, com Participação de 3,42%.

O principal efeito dessa capitalização foi a melhora na estrutura de endividamento da CPFL Energia, representada pelamudança do seu perfil, com o aumento do prazo médio e a redução do custo da dívida. Esse fato, sobretudo, evidenciou oforte comprometimento dos acionistas da CPFL Energia com a sua visão de futuro e a sustentabilidade dos negócios.

Na área de Governança Corporativa os avanços foram efetivos, com destaque para o alinhamento do Estatuto Social daCPFL Energia às disposições do Novo Mercado Bovespa, e para o alinhamento do Estatuto Social das controladas diretasao Estatuto da CPFL Energia. Também foi iniciada a verificação e, se necessário, a adequação dos processos internos degestão aos requerimentos da legislação americana conhecida como “Sarbanes-Oxley Act”. Finalmente, foram aprovadospelo Conselho de Administração o Regimento Interno do próprio Conselho e dos seus Comitês de Assessoramento, jáinstalados.

Na área de distribuição de energia, a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a Rio Grande Energia (“RGE”), na RevisãoTarifária, obtiveram índices de reposicionamento tarifário que lhes permitiu manter os seus programas de investimentos, aqualidade dos serviços prestados aos consumidores, assegurando, ainda, a sustentabilidade dos negócios nessa área. Estefato se deve, fundamentalmente, ao modelo de gestão adotado pela CPFL Energia em suas distribuidoras, com a unificaçãode padrões construtivos e com o compartilhamento das melhores práticas de gestão e operação, assegurando custos deoperação e manutenção hoje considerados referência no setor, mesmo quando comparados internacionalmente.

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O mercado dessas distribuidoras, em 2003, também demonstrou sua potencialidade. Enquanto o PIB brasileiro apresentouum decréscimo de 0,2%, as vendas de energia na área de concessão das distribuidoras CPFL Paulista, CPFL Piratininga eRGE, cresceram, respectivamente, 5,1%, 5,0% e 3,4%. O crescimento médio ponderado foi de 4,82%, superior à médiabrasileira, de 3,7%. Respondendo ao desafio de atender esse crescimento de mercado a CPFL Energia investiu R$ 233milhões na expansão e na melhoria da qualidade dos serviços prestados aos consumidores de suas distribuidoras.

Os empreendimentos de geração dos quais a CPFL Energia participa através da CPFL Geração, tiveram seus contratos deenergia homologados pela ANEEL. Esse fato, juntamente com a redução das participações detidas pela CPFL Geração, naBaesa e na Enercan, viabilizou a obtenção dos financiamentos necessários à continuidade das obras. São seis grandesusinas hidrelétricas, com capacidade total de 2.785 MW, que irão ajudar o país a suportar o crescimento econômico futuro.Apenas em 2003, através da CPFL Geração, foram investidos R$ 331 milhões em empreendimentos de geração. No finalde 2003, encontrava-se em construção as usinas hidrelétricas de Campos Novos, Barra Grande e Monte Claro. Em 2009,estão sendo iniciadas as obras das usinas Castro Alves e 14 de Julho. A usina Foz do Chapecó tem o início de suaconstrução previsto para 2005. Com essas usinas, até 2009 a capacidade de geração de energia da CPFL Energia atingirá1.989 MW.

Na área de comercialização de energia, a CPFL Brasil consolidou sua posição no mercado, apoiada por uma estratégiadiversificada de negócios, que inclui a compra de energia de co-geradores, de usinas termelétricas do Programa Prioritáriode Termelétricas (PPT) e de grandes geradoras, além da venda de energia para distribuidoras nacionais e clientes livres.Destaca-se, ainda, a venda de serviços de valor agregado para grandes clientes.

Os esforços realizados pela CPFL Energia podem ser observados pela melhora do resultado operacional de suascontroladas, que combinada com a redução da despesa financeira líquida, refletiu-se na melhora do resultado, com umaredução de 57,3% no prejuízo do exercício. Considerando os resultados obtidos no último trimestre de 2003, que refletemos efeitos da capitalização realizada em outubro, as perspectivas para 2004 e para os próximos anos mostram-se favoráveis,principalmente pela conclusão e entrada em operação das usinas em construção, sendo que, a primeira delas entra emoperação em outubro de 2004.

A atuação da CPFL Energia reflete um compromisso amplo e envolve a gestão permanente dos impactos e dos resultadosdos seus negócios em seus públicos de interesse - acionistas, clientes, colaboradores, fornecedores, governo, sociedade emeio ambiente, pois está igualmente vinculada ao esforço para incorporar, na cultura das suas empresas, um senso decidadania empresarial fundamentado na ética, na transparência e nos valores que orientam as suas relações com essespúblicos.

Esse esforço vem sendo reconhecido pela sociedade brasileira. Em 2003, a CPFL Paulista foi considerada pela AssociaçãoBrasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE), como a Melhor Distribuidora de Energia do Brasil,conquistando, também, pelo segundo ano consecutivo, o Prêmio de Responsabilidade Social, concedido pela Associação.Nessa mesma avaliação, a RGE foi considerada a melhor distribuidora de energia da região sul. Também em 2003, a CPFLGeração e a CPFL Piratininga, conquistaram o Prêmio ABS, concedido pela Agência Brasil de Segurança. A CPFL Energiatambém foi inserida, pela segunda vez, como Empresa-Modelo, no Guia Exame da Boa Cidadania Corporativa, com ênfasepara as suas práticas de Governança Corporativa e Responsabilidade Social.

Neste início de 2004, a CPFL Paulista recebeu o Prêmio IASC - Índice Aneel de Satisfação do Consumidor, concedido pelaagência reguladora, como a melhor distribuidora da região sudeste, na categoria de empresas com mais de 400 mil clientes.No mesmo Prêmio, as distribuidoras CPFL Piratininga - na região sudeste e a RGE, na região sul, também se colocaramentre as três melhores classificadas.

As conquistas e o reconhecimento obtidos pelo Grupo CPFL refletem as diretrizes estabelecidas para as empresas e,principalmente, a realização dos compromissos dos seus acionistas, da sua administração e dos seus colaboradores com ocrescimento das empresas e com o desenvolvimento do Brasil.

Wilson Ferreira Jr.Diretor-Presidente

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1. HIGHLIGHTS SOCIETÁRIOS

Os principais eventos societários, que deram origem à atual situação organizacional da CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia”) e de suas empresas controladas, estão listados a seguir:

Datas EventosNovembro

1997 Leilão de Oferta Pública de Ações da CPFL Paulista, cujo consórcio vencedor, composto pela VBCEnergia S.A. - “VBC”, 521 Participações S.A. e Bonaire Participações S.A., passou a deter 66,98% docapital votante e 47,84 % do capital total da CPFL Paulista;

Março1998 Constituição da CPFL Energia sob a denominação inicial de Draft II Participações S/A, tendo por

objeto a participação no capital de outras sociedades; Setembro

1998 A CPFL Paulista, através de sua controlada Draft I Participações S.A. (“Draft I”), em consórcio com aEnergia Paulista Ltda. – ENERPAULO (empresa controlada pela Eletricidade de Portugal – EDP),adquiriu o controle acionário da Empresa Bandeirante de Energia – EBE (“EBE”). A participação daCPFL Paulista correspondia a 32,94% do capital votante e 13,11% de seu capital total;

Novembro1999 Oferta Pública de Venda e Compra de Ações de Emissão da CPFL Paulista, realizada na BOVESPA.

Após essa aquisição, os acionistas controladores passaram a deter 91,89% do capital votante e 90,38%do capital total da CPFL Paulista;

Dezembro1999 Em Assembléia Geral Extraordinária da CPFL Paulista, foi deliberada a incorporação de seu consórcio

controlador, com conseqüente extinção da sociedade incorporada. A partir da referida incorporação, oscontroladores integrantes do consórcio extinto passaram a participar direta, e indiretamente através daDraft II do Capital da CPFL Paulista;

Setembro2000 Em atendimento aos contratos de concessão, os acionistas da CPFL Paulista deliberaram pela separação

das atividades de geração e distribuição de energia elétrica, que passaram a ser desenvolvidas porsociedades distintas. A parcela cindida da CPFL Paulista, correspondente à atividade de geração deenergia elétrica, foi incorporada pela CPFL Geração, cujas ações foram distribuídas aos acionistas daCPFL Paulista, na proporção de suas participações na mesma. À época da cisão, a CPFL Energia (atualdenominação da Draft II Participações S.A.) detinha 21,20% da CPFL Paulista e 21,20% da CPFLGeração;

Novembro2000 Em Leilão de Oferta Pública de Compra de Ações Ordinárias e Preferenciais da EBE, a CPFL Paulista,

por meio de sua controlada Draft I, elevou sua participação indireta no capital social da EBE para43,01% das ações ordinárias e 41,73% das ações preferenciais, correspondente a 42,24% da capitaltotal;

Julho2001 Aquisição pela CPFL Paulista do controle acionário da Rio Grande Energia (“RGE”), detendo 66,97%

do seu capital total ao final de 2001. A RGE é uma concessionária de serviços públicos, que atua nadistribuição de energia elétrica para cerca de 1,0 milhão de consumidores, nas regiões norte e nordestedo Estado do Rio Grande do Sul;

Outubro2001 Cisão parcial da Empresa Bandeirante de Energia S.A. (“Bandeirante”), nova razão social da EBE,

controlada em conjunto com a Enerpaulo. A parcela cindida da Bandeirante foi incorporada àCompanhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”). A partir dessa operação, a CPFL Paulistapassou a deter, através de sua controlada Draft I, 96,48% do capital total da CPFL Piratininga, mediantepermuta de ações com a Enerpaulo. A CPFL Piratininga é uma concessionária distribuidora de energiaelétrica, com cerca de 1,2 milhão de consumidores, e atua nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba eJundiaí;

Agosto2002 Conclusão da reestruturação do Grupo CPFL. Os ativos que os acionistas da CPFL Energia detinham

na CPFL Paulista e na CPFL Geração foram, por meio de aumento do capital, incorporados na DraftII, sendo alterada sua razão social para CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia”);

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Janeiro2003 Inicio das atividades da recém criada “CPFL Comercialização Brasil Ltda.”, empresa 100% controlada

pela CPFL Energia, responsável pelas atividades de comercialização de energia elétrica.Outubro

2003 Aprovação do aumento de capital na CPFL Energia no montante de R$1,550 bilhão. Ingresso departicipação do BNDES Participações S.A. com integralização de R$ 300 milhões, representando3,42% do capital.

2. PERFIL CORPORATIVO

A CPFL Energia S.A. é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como objetivo atuar como holding, participandono capital de outras sociedades dedicadas à distribuição, geração e comercialização de energia elétrica. Em dezembro de2003, a Sociedade detinha as seguintes participações:

• Companhia Paulista de Força e Luz (participação direta de 94,94%): empresa do segmento de distribuição deenergia, que detém participação acionária indireta na Companhia Piratininga de Força e Luz (97,41%) e direta na RioGrande Energia S.A. (67,07%);

• CPFL Geração de Energia S.A. (participação direta de 95,62%): empresa do segmento de geração de energiaelétrica, participando dos seguintes empreendimentos: CPFL Centrais Elétricas S.A. (19 PCH´s e 01 Usina Térmica),CERAN, SEMESA S.A., UHE´s Campos Novos, Foz do Chapecó e Barra Grande;

• CPFL Comercialização Brasil S.A. (participação direta de 100%): responsável pelas atividades decomercialização de energia e serviços do Grupo CPFL.

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3. DESEMPENHO OPERACIONAL / COMERCIAL

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A CPFL Energia lidera um dos principais grupos privados, atuante no setor elétrico, com capital 100% nacional, que atendea uma população de 15,3 milhões de habitantes em 515 municípios dos estados de São Paulo e Rio Grande do Sul.

Na qualidade de holding de controle não operacional, a CPFL Energia depende diretamente do resultado das operações desuas empresas controladas, e apresentou em 2003 o seguinte desempenho consolidado no segmento de distribuição deenergia elétrica:

Mercado Total

O volume de energia faturada da CPFL Energia, em bases consolidadas, registrou em 2003 um crescimento de 6,3% emrelação a 2002. As classes mais representativas e que apresentaram maior crescimento são a residencial, industrial ecomercial que, juntas, representam cerca de 86,4% do mercado e cresceram 4,4%, 7,5% e 6,0%, respectivamente.

Classe Residencial

A classe residencial, que representa cerca de 23,6% do mercado consolidado da CPFL Energia, apresentou crescimento de4,4% em relação ao ano anterior.

Este crescimento consolidado decorreu de duas influências básicas, que se distinguem em cada distribuidora. A recuperação da base de 2002, que está afetada pelo racionamento (CPFL Piratininga e CPFL Paulista) e racionalização(RGE), bem como pela redução do real poder de compra dos consumidores que são afetados pela inflação e taxa básica dejuros. Uma avaliação detalhada é disponível no relatório de cada empresa.

Classe Industrial

A classe industrial, que representa 49,0% do mercado consolidado da CPFL Energia, apresentou crescimento de 7,5% emrelação a 2002. A taxa de crescimento observada reflete a recuperação da produção industrial, devido ao bom desempenhodos setores exportadores, que foram favorecidos pelo nível da taxa de câmbio (desvalorizada) e pelas condições domercado internacional. Adicionalmente, com o início das operações da CPFL Brasil, em janeiro de 2003, houve o ingressode um volume adicional de energia faturada, da ordem de 678.384 MWh, em relação ao ano anterior.

Classe Comercial

Apesar do baixo nível de emprego no setor de comércio e serviços, bem como a queda no rendimento médio real,registrados em 2003, a classe comercial apresentou, em bases consolidadas, um crescimento de 6,0% em relação a 2002.Esse crescimento, similar ao ocorrido na Classe Residencial, decorre de influências diversas nas bases, que são detalhadasnos relatórios de cada empresa.

Demais Classes

As demais classes de consumo (Rural, Poderes Públicos, Iluminação Pública e Serviços Públicos) participam com 13,6%do mercado total de 2003, considerando as controladas da CPFL Energia. Essas classes apresentaram crescimento de 6,0%,com o destaque para a classe rural na CPFL Paulista, que apresentou incremento significativo.

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4. AMBIENTE REGULATÓRIO

O ano de 2003 foi marcado pela discussão do novo modelo do Setor Elétrico, proposto pelo Governo Federal.

Destaca-se nesse modelo o propósito de estruturar um processo competitivo para novas concessões de geração que possaproduzir tarifas módicas - adotando-se o critério de menor preço - e ao mesmo tempo incentivar o investimento privado- garantindo aos investidores um contrato de longo prazo para garantir o financiamento. Destaca-se ainda o resgate dafunção de planejamento pelo Estado com a criação de uma nova empresa estatal e dois novos órgãos paraoperacionalização do setor:

• a Empresa de Pesquisas Energéticas - EPE, encarregada de fazer estudos do planejamento da expansão da geração eda transmissão de energia;

• a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, para viabilizar a comercialização de energia, tanto noAmbiente de Contratação Regulada, como no Ambiente de Contratação Livre;

• o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, encarregado do monitoramento permanente da segurança desuprimento.

O novo modelo, além da criação das novas instituições citadas, também redefine as atribuições e governança dos diversosagentes institucionais existentes, restituindo ao Ministério das Minas e Energia - MME o papel de Poder Concedente,passando a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL a exercer, exclusivamente, a função reguladora, fiscalizadorae mediadora.

As alterações introduzidas no modelo do setor elétrico tiveram como premissas, definidas pelo Governo Federal:

• promover a modicidade tarifária, que é fator essencial para o atendimento da função social da energia e que concorrepara a melhoria da competitividade da economia;

• garantir a segurança do suprimento de energia elétrica, condição básica para o desenvolvimento econômicosustentável;

• assegurar a estabilidade do marco regulatório, com vistas à atratividade dos investimentos na expansão do sistema; e

• promover a inserção social por meio do setor elétrico, em particular dos programas de universalização deatendimento.

Esse conjunto de premissas sintetiza objetivos que, como regra geral, são comuns tanto para o governo como para osdemais agentes do setor.

Independente do fato de ainda existirem vários pontos pendentes de regulamentação, a simples existência desse arcabouçoregulatório e de suas premissas sinaliza um período de maior estabilidade de regras, de forma a propiciar um ambiente maisatrativo para investimentos.

Nesse sentido, a CPFL Energia tem expectativa positiva dos efeitos desse novo modelo, dado o estágio avançado de suasobras de geração, à posição de destaque em produtividade e qualidade de serviço das suas empresas distribuidoras, e àcompetitividade de sua empresa comercializadora de energia.

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5. ANÁLISE DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

• Efeitos da Reorganização Societária Em 2003, a receita operacional líquida consolidada da CPFL Energia foi de R$ 6,057 bilhões, contra R$ 3,305 bilhõesem 2002. Esse crescimento da receita da holding decorreu principalmente do efeito da reorganização societária,ocorrido em agosto de 2002, quando houve o aumento das participações no capital social das controladas CPFLPaulista de (22,15% para 94,94%) e CPFL Geração (de 5,90% para 95,62%), com efeito retroativo a junho de 2002.

• Análise FinanceiraA CPFL Energia, como holding de controle, não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxode caixa próprio.

A redução do resultado líquido negativo consolidado em 2003, no valor de R$ 398.671 mil ou 57,28%, decorreprincipalmente: (a) da redução do nível de endividamento aliada a redução dos indexadores que corrigiram ospassivos da CPFL Energia e de suas controladas, gerando melhora no resultado financeiro líquido e, (b) do resultadooperacional positivo da CPFL Brasil.

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Para fins comparativos, sob a ótica de informações consolidadas, em 2003 todos os itens de resultado das controladasCPFL Paulista e CPFL Geração foram consolidados integralmente. Em 2002, os resultados do primeiro semestre,dessas controladas, foram consolidados proporcionalmente às participações detidas naquela data; para o segundosemestre, a consolidação foi efetuada integralmente. Aliado aos fatores expostos anteriormente, houve o ingresso doresultado da controlada CPFL Brasil, que iniciou suas atividades em janeiro de 2003.

Assim, a análise financeira comparativa entre os itens de resultados consolidados, apresentados nos exercícios de2003 e 2002, não pode ser estabelecida em bases isonômicas. As variações verificadas individualmente nas empresascontroladas, e as respectivas considerações, fazem parte do Relatório da Administração das mesmas.

6. GERAÇÃO DE CAIXA

O caixa do Grupo CPFL foi suprido durante o ano de 2003, principalmente pela capitalização de R$ 1.550 milhões, pelosempréstimos de curto e longo prazo e pelas operações de fornecimento e suprimento de energia das empresas do GrupoCPFL.

Estes recursos destinaram-se a suprir as obrigações correntes de caixa como capital de giro, despesas de capital,repactuação de dívida e pagamento de dividendos e proventos.

7. ENDIVIDAMENTO

Em 31 de dezembro de 2003, a dívida da CPFL Energia era de R$ 859.705 mil, sendo que, desse total, R$ 137.715 milreferem-se a encargos vencíveis no curto prazo das 90.000 debêntures relacionadas à 1ª série da 2ª emissão, colocadas pelasociedade em 1º de abril de 2003, e representando uma redução de R$ 1.569.905 mil na dívida de 31 de dezembro de 2002(curto prazo).

Ao final de 2003, a posição de curto prazo representava 16% do total da dívida - enquanto em 2002 o curto prazorepresentou 100% da dívida total.

A redução da dívida líquida, da ordem de R$ 929.091 mil, ou 54,4%, passando de R$ 1.707.458 mil (2002) para R$ 778.367 mil (2003), deveu-se ao aporte de capital realizado em abril de 2003, com o objetivo da liquidação das NotasPromissórias.

8. INVESTIMENTOS

Em 2003, a CPFL Energia aumentou em 76% os investimentos nas controladas, sendo investidos R$ 564 milhões nasatividades de geração e distribuição.

Nas distribuidoras de energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, os investimentos de R$ 233 milhões foramdirecionados principalmente para o atendimento a novos clientes, manutenção do sistema elétrico, além de investimentosmenores em demandas regulatórias e modernização do sistema de distribuição.

Nas empresas de geração de energia, os investimentos consolidados montaram R$ 331 milhões em 2003 (13% maior doque em 2002) e destinaram-se a continuidade da construção dos novos empreendimentos hidrelétricos, Barra Grande,CERAN e Campos Novos, e obras de repotencialização e modernização de PCH’s.

9. TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E INFRA-ESTRUTURA ADMINISTRATIVA

9.1. Tecnologia de InformaçãoEm 2003, a Tecnologia da Informação buscou a integração dos sistemas, sinergia e melhoria de processos, além da reduçãodos custos operacionais, obtida por meio de ajustes e unificação de sistemas, possibilitando a renegociação de algunscontratos e economia da ordem de R$5,2 milhões, em operação e investimentos tecnológicos.

9.2. Infra-Estrutura AdministrativaOs principais destaques foram às obras civis, construções de novos prédios e reformas, que permitiram otimização dascondições de trabalho e melhora de produtividade das equipes operacionais.

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Adicionalmente, a gestão da frota possibilitou a renovação e a disponibilização de veículos e equipamentos de transporteà alienação, o que resultou em redução nos custos de manutenção da frota por veículo de R$ 384,31/mês, em 2002, paraR$ 368,07/mês em 2003.

10. GESTÃO DE RECURSOS HUMANOS

Com a convicção de que existe uma relação direta entre clima organizacional e resultados do negócio, a CPFL Energiacoloca a gestão de pessoas como uma de suas principais prioridades e empreende iniciativas em sintonia com as melhorespráticas de mercado, sustentadas pelos valores corporativos. O objetivo é que a CPFL Energia e suas empresas controladassejam cada vez mais reconhecidas como excelentes lugares para se trabalhar.

Para corresponder aos desafios relacionados à necessidade de aumento da eficiência operacional, de produtividade e dosníveis de qualidade dos serviços, o Grupo CPFL investiu na capacitação e aprimoramento profissional dos seuscolaboradores, por meio de cursos técnicos, seminários, workshops e atividades de especialização. Ao todo foram 455.756horas de treinamento e 22.970 participações, o que representou uma média 109,38 hht (homem-hora treinamento).

O autodesenvolvimento tem sido destaque na CPFL Energia, como relevante alternativa de capacitação profissional, emque se destacam quatro iniciativas:• Usina do Conhecimento: com base no conceito de e-learning foram disponibilizados, em 2003, 15 cursos a todos os

colaboradores.• Biblioteca: continuidade à renovação do acervo e atendimento às regiões descentralizadas, por meio de sistema on-

line.• Requalificação Profissional: compromisso da CPFL Paulista, CPFL Geração, CPFL Centrais Elétricas e da CPFL

Brasil de alocar 1% da folha de pagamento para o desenvolvimento de recursos humanos.• Convênios: com principais instituições de ensino médio, superior e pós-graduação nas áreas de concessão, para

proporcionar descontos nas mensalidades dos colaboradores e seus dependentes.

Ressalta-se ainda, no campo do desenvolvimento profissional, o programa “Corrente Contínua”. Com o conceito deeducação continuada, foi concebido para capacitar os líderes nas competências essenciais de gestão de pessoas, com aoferta de 25 módulos em 2003.

A CPFL Energia consolidou, em 2003, o programa “Valor Pessoal”, sistema de avaliação de desempenho em 360º, que setornou uma ferramenta de gestão essencial para o fortalecimento das competências técnicas, administrativas e gerenciais,na busca permanente da excelência operacional e da qualidade dos serviços.

A revitalização do quadro de pessoal, assim como em 2002, continuou ocorrendo em 2003, com uma taxa de “turn over”de 4,43%. No exercício, o tempo médio de empresa era de 12 anos e a idade média do quadro de pessoal era de 38 anos.No final de 2003, a empresa somava 4.075 colaboradores.

Continuamente atenta à qualidade de vida e bem-estar dos colaboradores, a CPFL Energia vem investindo em ações depromoção à saúde, tais como: Exames Médicos Periódicos, Fitness Center, Oficinas de Esporte, Campanhas de Prevençãode Doenças e Vacinação, além da Ginástica Laboral. Os resultados foram significativos no Quadro de Saúde, em especialna redução do sedentarismo e tabagismo.

Prioridade número um da CPFL Energia no campo da gestão de pessoas, a prevenção de acidentes foi tema de diversasrealizações em 2003. Destaca-se o Programa Segurança ao Seu Lado (segurança em serviços durante a época das chuvas,Equipamentos de Proteção Individual - EPI’s, trabalhos em Altura com Ênfase na Utilização de Escadas, assuntos voltadospara o serviço de campo e para a ergonomia nas condições de trabalho em escritórios). Houve, ainda, a criação do curso“A Arte de Dirigir Defensivamente” (disponível para todos os colaboradores na Intranet), a criação de 23 brigadas deemergência, a realização de 22 SIPATs (Semanas Internas de Prevenção de Acidentes) e mais de 154 mil horas detreinamentos voltados à segurança no trabalho.

Foi também realizada ampla avaliação dos riscos associados ao trabalho (Gestão de Riscos Ocupacionais e Controle dePerdas, disponível na Intranet), em que todas as medidas preventivas e corretivas necessárias foram implementadas, assimcomo foram desenvolvidos vários trabalhos a partir dessa avaliação, tais como: Projeto “Vôo Seguro” direcionado aosalunos de escolas de primeiro grau; Padronização de sinalizações nas subestações; Padronização do sistema dearmazenamento de postes e Desenvolvimento e aprimoramento de ferramentas e EPIs.

Inspirada no conceito do “tripartismo”, foi celebrada em outubro de 2003 a Convenção Coletiva de Segurança e Saúde noTrabalho do Setor Elétrico no Estado de São Paulo. Além do Grupo CPFL, outras cinco empresas de São Paulo foramsignatárias do documento, que prevê melhorias associadas à segurança e à saúde dos trabalhadores do setor elétrico.

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Em 2003, o grupo CPFL recebeu a Certificação SA 8000, considerada uma espécie de “selo de qualidade social” nocompromisso com melhores condições de trabalho. A SA 8000 é uma norma internacional, baseada nos princípios de onzeConvenções da Organização Internacional do Trabalho - OIT, da Convenção das Nações Unidas sobre os Direitos daCriança e da Declaração Universal dos Direitos Humanos.

Estreitar as relações com os Sindicatos, desenvolver Responsabilidade Social Corporativa junto à cadeia de fornecedorese o Projeto Aprender foram algumas iniciativas implementadas, que contribuíram decisivamente para a Certificação.

No campo das relações de trabalho, foi concretizado um Acordo Coletivo para o período 2003-2005, que exigiu muitadedicação e habilidades para lidar com conflitos e garantir um clima favorável ao diálogo e ao entendimento nosrelacionamentos com os nove Sindicatos (CUT e CGT) que atuam nas áreas de concessão. Durante todas as negociações,esteve em pauta a transparência, o respeito, a ética e o equilíbrio entre a reivindicação das entidades, as possibilidades daempresa e o bem-estar dos colaboradores.

O reconhecimento dos colaboradores acontece pelo segundo ano consecutivo: com índice geral de favorabilidade de 82%,a CPFL Paulista integrou o Guia das 100 Melhores Empresas para Trabalhar, editado pela Revista Exame, em parceria como Great Place to Work® Institute.

11. GOVERNANÇA CORPORATIVA

Em 2003, a CPFL Energia evoluiu na implementação de boas práticas de governança corporativa. O trabalho, iniciado noquarto trimestre de 2002, permitiu realizações e avanços efetivos e terá continuidade em 2004.Entre as realizações, destacam-se:• Alinhamento do Estatuto Social da CPFL Energia às disposições do Novo Mercado da Bovespa;• Alinhamento do Estatuto Social das Controladas diretas ao Estatuto Social da CPFL Energia;• Início da verificação, e se necessário adequação dos processos internos de gestão aos requerimentos da legislação

americana conhecida como “Sarbanes-Oxley Act”;• Aprovação, pelo Conselho de Administração, do Regimento Interno do Conselho e dos Comitês de Assessoramento

ao Conselho, que estão instalados e se reportam diretamente ao Conselho. Os Comitês existentes são o Executivo, deRemuneração, de Auditoria, de Serviços Financeiros, de Obras, de Compra e Venda de Insumos, e as suas funçõesbásicas são:• Ao Comitê Executivo compete analisar e validar planos estratégicos e operacionais, e proceder a estudos,

análises e propostas relativos a planos estratégicos, ou a quaisquer aspectos a ele relacionados.• Ao Comitê de Remuneração compete, entre outras atividades, o processo de escolha do Diretor Presidente da

Companhia, o processo de avaliação de toda a Diretoria e a proposição do nível de remuneração dos principaisexecutivos da Companhia.

• Ao Comitê de Auditoria compete, entre outras atividades, indicar os Auditores Independentes e apresentarparecer sobre a aprovação das contas dos administradores.

• Ao Comitê de Serviços Financeiros compete examinar questões relevantes e que necessitem de estudo e/oudetalhamento adicional do seu impacto, bem como a avaliação do processo de seleção de fornecedores deserviços financeiros para contratos relevantes.

• Ao Comitê de Obras compete avaliar o processo de seleção de fornecedores de serviços de construção emontagem em obras, bem como proceder a todas as demais análises, estudos e propostas a ele requeridas peloConselho, relativas a obras ou a aspectos relacionados.

• Ao Comitê de Compra e Venda de Insumos compete avaliar o processo de seleção de fornecedores para contratosque envolvam parte relacionada, bem como proceder a todas as demais análises, estudos e propostas a elerequerida pelo Conselho, relativas a Compra e Venda de Insumos ou aspectos a ele relacionados.

O objetivo dos Comitês é adicionar valor à diligência e eficácia do Conselho para o cumprimento dos seus objetivos defixar a orientação geral dos negócios e decidir sobre questões estratégicas da Companhia. • Aprovação, pelo Conselho de Administração, das Diretrizes de Governança Corporativa da companhia, com a

publicação de um livreto que sintetiza os princípios de Governança Corporativa da Companhia;• Publicação do Relatório Anual de Administração segundo o modelo internacional proposto pelo GRI-Global

Reporting Initiative, que objetiva desenvolver e disseminar a atenção integrada às dimensões econômica, social eambiental nas atividades, produtos e serviços.

Com essas ações, e com as demais que estarão sendo implementadas ao longo de 2004, a CPFL Energia busca cumprir ofirme propósito de atuar segundo os melhores preceitos de Governança Corporativa.

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12. GESTÃO DE SUSTENTABILIDADE E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA

A visão de que cada profissional e cada equipe é responsável pelo desenvolvimento sustentável dos negócios vem setornando realidade palpável nas diversas atividades das empresas CPFL Energia.

Há quatro anos iniciou-se a introdução dessa visão de sustentabilidade e responsabilidade corporativa no sistema deplanejamento e gestão das empresas CPFL Energia. Dia após dia tal visão, vem sendo incorporada pelas equipes detrabalho em todos os níveis.

Trata-se de uma idéia que detém uma abrangência notável, por envolver a forma de pensar, planejar, decidir e executar asações das empresas, à luz da capacidade de cada um e de cada área de contribuir para a sustentabilidade das mesmas,baseada em dois pressupostos básicos: excelência e qualidade.

São três os pontos de partida para que a responsabilidade corporativa permeie toda a atividade: o campo da governançacorporativa; o campo da qualidade das decisões, dos processos internos de trabalho e das suas conseqüentes ações; e agestão dos relacionamentos com os clientes, com as comunidades, com os governos e a sociedade.

A implementação de práticas avançadas de governança corporativa, em curso em 2003, aconteceu com a preocupação deaprofundar e ampliar a transparência dos processos de decisão e de comando da CPFL.

Ao mesmo tempo, com a consciência de que manter o desenvolvimento sustentável das empresas requer práticas eficientesem todas as esferas das atividades, foi consolidado nas empresas o Sistema de Gestão Integrado, com a certificação dosprincipais processos negociais, nas áreas de Qualidade, Meio Ambiente, Saúde e Segurança do Trabalho eResponsabilidade Social. Isso contribuiu para consolidar a diretriz empresarial de que qualquer decisão e ação sempredevem levar em conta todos os impactos que possam provocar nos públicos de interesse das empresas: acionistas,colaboradores, comunidades, sociedade e meio ambiente.

O Sistema de Gestão Integrado - SGI, que visa difundir a cultura da excelência e da qualidade nos processos de trabalho,assim como prevenir, gerenciar e mitigar os riscos inerentes às atividades. Para tanto foram estabelecidas as Políticas eCompromissos Empresariais desdobradas de sua Visão, Missão e Valores:

Visão “Ser reconhecida como referência empresarial no setor energético pela qualidade de seus produtos e serviços, pelacompetência de seus profissionais e pelos valores que pratica”.

Missão“Atuar competitivamente no mercado energético nacional, promovendo a permanente satisfação de clientes, acionistas,colaboradores e parceiros, contribuindo decisivamente para o desenvolvimento e o bem-estar da sociedade”.

Valores• Presteza e cortesia com os clientes • Tratamento digno e respeitoso com todas as pessoas• Segurança e qualidade de vida no trabalho• Busca permanente da excelência e do crescimento empresarial• Comportamento ético e transparente• Orgulho profissional• Responsabilidade social e respeito ao meio ambiente

Política da Qualidade“Promover a permanente satisfação de nossos clientes, acionistas, colaboradores e parceiros através da melhoria contínuada qualidade de nossos produtos e serviços”.

Política Ambiental“Prover à sociedade serviços na área energética com total respeito ao meio ambiente, cumprindo a legislação ambiental,prevenindo a poluição e promovendo a melhoria continua do desempenho ambiental em nossas atividades”.

Política de Saúde, Segurança e Qualidade de Vida“Buscar continuamente o bem-estar dos colaboradores, provendo ambientes saudáveis e condições seguras de trabalho deacordo com a legislação de segurança e medicina do trabalho vigente, identificando, prevenindo, controlando e mitigandoriscos que possam conduzir a incidentes e acidentes, materiais e pessoais, buscando a melhoria contínua de todos osprocessos de trabalho e promovendo a qualidade de vida.”

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Política de Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa “Considerar permanentemente a responsabilidade e a sustentabilidade social no processo de gestão dos negócios da CPFLEnergia, através do gerenciamento dos impactos das ações da empresa nos campos econômicos , social e ambiental, emsintonia com os legítimos interesses da sociedade e com a legislação pertinente.”

Compromissos da CPFL Energia

1. Considerar, nos processos de planejamento e decisão, as variáveis de qualidade, meio ambiente, segurança e saúdeocupacional e de responsabilidade social, em todas as atividades da Empresa, provisionando os recursos necessáriospara a implantação de planos empresarias que previnam, mitiguem, minimizem ou restaurem os impactos causadospor suas atividades, disseminando esta cultura por toda a organização.

2. Apoiar projetos de Pesquisa e Desenvolvimento, que conduzam ao progresso tecnológico e contribuam para aminimização dos impactos causados pela operacionalização e implantação dos empreendimentos da empresa.

3. Promover e estimular iniciativas de conservação de energia, por meio de sistemas de produção e distribuição maiseficientes, buscando o uso racional dos recursos naturais, num contexto de uma estratégia empresarial voltada aodesenvolvimento sustentável.

4. Promover ações, em sua área de influência, que contribuam para definir estratégias de conservação da natureza e devalorização humana e cultural, com respeito pelo princípio da unidade do ambiente, expresso na diversidade eintegridade da sociedade e dos ecossistemas naturais.

5. Garantir que os procedimentos técnicos e administrativos, bem como a estrutura organizacional, atendam aos quesitosestabelecidos nas normas ISO 9001 e 14001, OHSAS 18001 e SA 8000 e sejam aplicados, incorporando estes aosempreendimentos em que a empresa tenha controle majoritário e influenciando sua aplicação nos que detémparticipação minoritária, objetivando a melhoria contínua e padrões de excelência em suas atividades e resultados.

6. Assegurar o cumprimento da legislação vigente, tais como leis, decretos, regulamentos, (Convenções da OIT,Declaração Universal dos Direitos Humanos e Convenções das Nações Unidas), relacionada ao meio ambiente, àsegurança e saúde ocupacional e à responsabilidade social, internalizando os princípios da ética empresarial nodesenvolvimento de suas atividades.

7. Manter canal de comunicação aberto com nossos clientes, colaboradores, órgãos governamentais ou não,comunidades vizinhas e mídia, prestando informações relativas às questões de meio ambiente, segurança e saúdeocupacional e responsabilidade social, decorrentes das atividades desenvolvidas pela empresa.

8. Assegurar procedimentos adequados desde o desenvolvimento do projeto, aquisição, acondicionamento, manuseio edescarte de produtos perigosos, insalubres e/ou contaminantes, bem como prevenir a poluição e estimular a prática dereciclagem e reaproveitamento de materiais.

12.1. Responsabilidade Social

A preocupação em desenvolver, junto à comunidade, programas culturais, sociais e de saúde, de caráter transformador,reflete a contribuição que as empresas podem proporcionar aos públicos externos, em suas áreas de abrangência.

São representativas dessas premissas as seguintes realizações de 2003:

• A atuação do Programa de Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa, que abrange desde a gestão - com aincorporação de práticas avançadas de Governança Corporativa - até os relacionamentos com o público interno, osfornecedores e as comunidades, assim como os cuidados com o meio ambiente.

• A realização de reuniões periódicas do Comitê de Gestão de Ética e de Responsabilidade Corporativa.

• A continuidade do processo de reflexão interna sobre Ética Empresarial, baseado no Código de Ética e de Conduta.Em prosseguimento ao programa implantado no ano anterior, em 2003 foram realizados 12 Seminários de Reflexãosobre Ética, com a participação efetiva de 1.224 colaboradores diretos e de empresas prestadoras de serviços. Nessesseminários foram realizadas leituras dirigidas do Código de Ética, por grupos estruturados com o objetivo deapresentar sugestões para a primeira revisão do Código, implantado em janeiro de 2001. A nova versão do Código deÉtica será implantada no decorrer de 2004.

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• O Programa CPFL de Valorização da Diversidade, lançado no final de 2003, com o objetivo de promover a gradativainclusão desse tema na cultura das pessoas e nos processos decisórios internos. Sua atuação abrange desde aadequação dos procedimentos de captação, recrutamento, seleção e contratação de profissionais, até a realização deum censo de recursos humanos, no primeiro trimestre de 2004, abrangendo colaboradores diretos e de empresasprestadoras de serviços. O objetivo, é construir, com a efetiva participação do público interno, uma cultura voltada àpromoção e à valorização da diversidade, apoiada em atitudes afirmativas, que conduzam para um novo paradigma,mais representativo da realidade brasileira e socialmente mais transformador.

• O estabelecimento de compromissos de longo prazo com fornecedores:

a) com a inclusão nos contratos de cláusulas relativas a: proibição do trabalho infantil; preservação do meioambiente; saúde e segurança do trabalho; realização de auditorias de qualidade e de responsabilidade social;

b) a aplicação de pesquisa de estágio de evolução em Responsabilidade Social Empresarial, por meio doquestionário do Instituto Ethos de Responsabilidade Empresarial e Social.

• O estreitamento do relacionamento com as comunidades, por meio de programas de saúde, arte, cultura e educação,que envolvam também os funcionários. Entre várias atividades, deve-se mencionar:

a) A abertura de um espaço, localizado na sede da empresa, em Campinas, denominado Espaço Cultural CPFL, paraa realização, com a utilização de incentivos fiscais previstos na Lei de Incentivo à Cultura, do Programa“Balanço do Século XX - Paradigmas do Século XXI”, aberto aos públicos interno e externo e destinado afacilitar a apreensão de visão integrada dos diversos campos do conhecimento neste início de século edesenvolver percepção sobre os paradigmas que deverão orientar o desenvolvimento no Século XXI.

O programa reuniu grandes nomes da cultura do país em 10 módulos sobre: As Artes no Século XX; os MelhoresFilmes de Todos os Tempos; os Clássicos Populares: música erudita moderna e contemporânea; Música Mestiçadas Américas: raízes, convergências e fusões; Um Balanço das Ciências no Século XX; Fundadores doPensamento no Século XX; Intérpretes do Brasil no Século XX; Grandes Personagens da Literatura Brasileira;Os Mitos Literários do Ocidente e a Modernidade; Café Filosófico: Encontros, Perdas e Reencontros - vidacotidiana e comportamento no século XXI. Mais de 18 mil pessoas participaram dos módulos, durante os trêsmeses de realização. A importância dessa contribuição para a cultura brasileira pode ser medida pelo interessedespertado em veículos de comunicação. A TV Cultura de São Paulo, mantida pela Fundação Padre Anchieta,realizou a captação de imagens de todos os módulos, os quais, transformados em programas culturais de altíssimonível, vêm sendo retransmitidos para todo o país. Na mesma direção, os canais locais de Campinas e RibeirãoPreto também vêm retransmitindo os mesmos programas.

b) Destaca-se, ainda, o Programa de Apoio às atividades hospitalares das Santas Casas de Misericórdia, que seencontra em etapa de análise, para o estabelecimento de parceria com o Unicef. O projeto, concebido e delineadoem 2003, deverá ser implantado no decorrer de 2004.

c) Deve-se mencionar, também, o Projeto “Arte e Cultura como Instrumentos de Inclusão Social”, que levou àexposição “Anos 20 - Modernidade Emergente”, realizada em parceria com a EPTV e composta por obras derenomados artistas plásticos brasileiros, para as cidades de Campinas e Ribeirão Preto (em São Paulo), atraindo8.450 visitantes, notadamente estudantes da rede pública de ensino, para visitas monitoradas e orientadas.

• A publicação do Relatório Anual, em 2003, sobre o Exercício 2002 e, em breve, sobre o Exercício 2003, de acordocom o modelo internacional da GRI - Global Reporting Initiative. Somente três companhias brasileiras, incluindo aCPFL, utilizam esse modelo de Relatório.

• Nos cuidados com o meio ambiente, destacam-se: o Licenciamento Ambiental para todos os empreendimentos; oPrograma de Disposição e Tratamento de Resíduos; o Programa de Educação Ambiental: Compromisso com asGerações Futuras; o Programa de Arborização Urbana; e o Programa de Repovoamento de Rios e Represas (leia maisdetalhes no capítulo sobre Meio Ambiente).

Entre os mais significativos resultados dessas atividades, a CPFL Energia orgulha-se de registrar o desempenho obtido nosIndicadores de Responsabilidade Social Ethos - ABRADEE, que conferiram à CPFL Paulista o Prêmio deResponsabilidade Social da ABRADEE - Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica, pelo segundo anoconsecutivo (2002 e 2003); e a sua inclusão como Empresa Modelo, também pelo segundo ano, no Guia Exame da BoaCidadania Corporativa.

499

12.2. Meio Ambiente

Com sua estrutura organizacional, a CPFL Energia atende a todas as questões ambientais, que englobam a CPFL Geração- à qual estão vinculados os empreendimentos de geração de energia hidroelétrica em construção no Sul do país, além das19 PCH’s (Pequenas Centrais Hidroelétricas) e a Térmica de Carioba, bem como a CPFL Paulista e CPFL Piratininga,responsáveis por grande parte da Distribuição da energia elétrica no estado de São Paulo.

As atividades ambientais relativas aos ativos existentes seguem os preceitos da Norma ISO 14001 e da Política Ambientaldo Grupo, sendo desempenhadas diretamente pelos técnicos da área de meio ambiente e/ou por empresas de consultoria dereconhecida capacitação técnica.

Quanto aos Novos Empreendimentos, que possuem gerências próprias para tratar das questões ambientais específicas decada um deles, cabe à CPFL Energia exercer uma co-gestão, alicerçada em sua Política e nos Compromissos Ambientais,procurando fazer com que ambos sejam incorporados pelos demais sócios do empreendimento. As decisões são tomadasem âmbito de Comitês de Meio Ambiente, integrados pelos representantes de cada sócio e o Gerente de Meio Ambientedo empreendimento.

Os Programas Ambientais da CPFL ENERGIAOs programas ambientais desenvolvidos no âmbito da CPFL ENERGIA estão apresentados nos respectivos Relatórios daAdministração de suas empresas controladas.

13. RECONHECIMENTO E PREMIAÇÕES

Ao participar de rigorosos processos de avaliação, as empresas CPFL Energia buscam a comparação com as melhorespráticas de gestão integrada, nas diversas áreas de atuação.

Os expressivos resultados alcançados representam o reconhecimento às diretrizes de excelência empresarial, quedeterminam a atuação integrada. A seguir, outras manifestações de reconhecimento e prêmios conquistados pela CPFLEnergia, em 2003:

Prêmios concedidos pela Aberje - Associação Brasileira de Comunicação Empresarial:• Prêmio Aberje São Paulo 2003: Empresa do Ano em Comunicação Empresarial• Prêmios Aberje São Paulo e Brasil 2003, na categoria Campanha de Comunicação Externa, para o trabalho

“Campanha de Lançamento da holding CPFL Energia”• Prêmio Aberje São Paulo 2003, na categoria “Personalidade do Ano em Comunicação Empresarial”• Prêmio Aberje São Paulo 2003, na categoria Jornal interno, para o “CPFL & Você“• Prêmio Aberje São Paulo 2003, na categoria Campanha de Comunicação Externa, para a Campanha de Lançamento

da holding CPFL Energia

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• Prêmio Aberje São Paulo 2003, na categoria Responsabilidade Histórica e Memória Empresarial, para o ProgramaComemorativo dos 90 anos da CPFL Paulista

Os reconhecimentos e premiações conquistados pelas empresas controladas estão apresentados nos respectivos Relatóriosda Administração.

ATENDIMENTO À INSTRUÇÃO CVM Nº 381/2003

Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa, pelo auditor independente.

A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes foi contratada pela CPFL Energia S.A. em 2003 para a prestaçãode serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações financeiras da Sociedade. Esta empresa deauditoria não prestou serviços não relacionados à auditoria externa cujos honorários fossem superiores a 5% do total dehonorários referentes a estes serviços, no exercício de 2003.

Para evitar a existência de conflito de interesses, perda de independência ou objetividade de seus auditores independentes,a CPFL Energia S.A. pauta-se no Código de Ética e de Conduta Empresarial firmado pelo Grupo CPFL, através dos quaisdesenvolve seus instrumentos de gestão empresarial.

INFORMAÇÕES CORPORATIVAS

• Razão Social: CPFL ENERGIA S.A.• Tipo de Empresa: Capital Aberto• Natureza do Controle Acionário: Privado Nacional• CNPJ/MF: 02.429.144/0001-93• Endereço: Rua Ramos Batista, nº 444, 13º andar - Vila Olímpia - São Paulo - SP• Diretor de Relações com Investidores: Nilo Marcos Mingroni Cecco• Banco Depositário (responsável pelo sistema de ações escriturais): Banco Bradesco S.A. • Serviços aos Acionistas: Departamento de Ações e Custódia do Banco Bradesco S.A. Fone(s):

(55 11) 3684-9441/3684-4522• Auditoria Independente: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

AGRADECIMENTOS

Os resultados obtidos pelas empresas CPFL Energia somente foram possíveis graças ao apoio incondicional e à confiançados Senhores Acionistas que, nos momentos decisivos, no decorrer de 2003, demonstraram de forma efetiva ocompromisso com a sustentabilidade das empresas e com o crescimento do Brasil.

A CPFL Energia, também agradece aos seus colaboradores, aos seus fornecedores e parceiros, aos seus clientes e àsautoridades governamentais brasileiras, dos poderes Executivo, Legislativo e Judiciário, bem como às comunidades emque atua e à sociedade brasileira, reafirmando o seu compromisso de contribuir para o desenvolvimento econômico e socialdo País.

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PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Aos Acionistas e Administradores daCPFL Energia S.A.São Paulo - SP

1. Examinamos os balanços patrimoniais da CPFL Energia S.A. e controladas (controladora e consolidado), levantadosem 31 de dezembro de 2003 e 2002, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimôniolíquido (controladora) e das origens e aplicações de recursos correspondentes aos exercícios findos naquelas datas,elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobreessas demonstrações financeiras. As demonstrações financeiras da controlada indireta em conjunto Rio GrandeEnergia S.A. relativas aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, cujos ativos e prejuízoproporcionais representam, respectivamente, 10,3% e 3,1% (10,4% e 9,2% em 2002) do ativo total consolidado e doprejuízo da Sociedade para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, foram examinadas por outrosauditores independentes, cujo parecer, emitido em 29 de janeiro de 2004, incluiu ressalva quanto ao diferimento devariações cambiais passivas líquidas. As demonstrações financeiras da controlada indireta em conjunto, CamposNovos Energia S.A. (empresa em fase pré-operacional), relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2003,cujos ativos proporcionais representam 2,8% do ativo total consolidado da Sociedade em 31 de dezembro de 2003,foram examinadas por outros auditores independentes, cujo parecer, emitido em 24 de janeiro de 2004, não contémressalvas. Nossa opinião, no que diz respeito aos valores dessas controladas incluídos nas demonstrações financeirasconsolidadas e aos investimentos registrados pela equivalência patrimonial nas demonstrações financeirasindividuais da controladora, está baseada exclusivamente nos pareceres desses auditores independentes.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemascontábil e de controles internos da Sociedade e controladas; (b) a constatação, com base em testes, das evidências edos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e dasestimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Sociedade e controladas, bem como daapresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3. Conforme descrito na nota explicativa nº. 16 às demonstrações financeiras, a controlada Companhia Paulista deForça e Luz - CPFL e a controlada em conjunto indireta Rio Grande Energia S.A., exercendo permissão contida nasDeliberações CVM nºs. 404 e 409, de 27 de setembro e 1º. de novembro de 2001, respectivamente, registraram, emconta do ativo diferido, o resultado da perda cambial líquida apurada durante o exercício de 2001. As práticascontábeis adotadas no Brasil requerem que as variações cambiais sejam registradas no resultado do período em queocorrerem. Conseqüentemente, em decorrência do critério adotado pelas referidas controladas, em 31 de dezembrode 2003, o ativo diferido consolidado está aumentado em R$ 9.897 mil (R$ 28.340 mil em 2002); os investimentosnas controladas e o patrimônio líquido (controladora) estão aumentados em R$ 8.254 mil (R$ 23.725 mil em 2002);e o prejuízo do exercício (controladora e consolidado) está aumentado em R$ 15.486 mil (R$ 19.098 mil em 2002),líquidos dos efeitos fiscais correspondentes.

4. Em nossa opinião, baseados em nossos exames e nos pareceres de outros auditores independentes, exceto pelo efeitodo assunto comentado no parágrafo 3 acima, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 acimarepresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da CPFL EnergiaS.A. e controladas (controladora e consolidado) em 31 de dezembro de 2003 e 2002, o resultado de suas operações,as mutações de seu patrimônio líquido (controladora) e as origens e aplicações de seus recursos referentes aosexercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

5. As informações suplementares contidas nos Anexos I e II, referentes, respectivamente, às demonstrações dos fluxosde caixa e do valor adicionado para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2003 e 2002, são apresentadas como propósito de permitir análises adicionais e não são requeridas como parte das demonstrações financeiras básicas.Essas informações foram por nós examinadas, de acordo com os procedimentos de auditoria mencionados noparágrafo 2 acima e na extensão indicada no parágrafo 1 acima, e em nossa opinião, baseados em nossos exames enos pareceres de outros auditores independentes, exceto pelos efeitos do assunto comentado no parágrafo 3 acima,estão adequadamente apresentadas, em todos os aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeirastomadas em conjunto.

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6. Conforme descrito na nota explicativa n° 4 às demonstrações financeiras, as controladas da Sociedade, ao longo doano de 2002 e durante o primeiro semestre de 2003, ajustaram os montantes referentes às transações de energiarealizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, registrados no período de 1º. de setembrode 2000 a 31 de dezembro de 2002. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram, no consolidado, R$ 496.939 mil(vendas) e R$ 184.697 mil (compras e encargos de serviço do sistema), tendo sido liquidado, até 31 de dezembro de2003, o montante líquido de R$ 254.230 mil (valor recebido). As controladas da Sociedade celebraram acordos comparte de seus devedores para o recebimento dos créditos remanescentes. O montante renegociado foi deR$ 16.243 mil no consolidado, representando 28 % do total líquido a receber de R$ 58.012 mil, correspondentes àsoperações realizadas até 31 de dezembro de 2002. Esses valores foram registrados com base em cálculos preparadose divulgados pelo MAE e com base em estimativas das controladas da Sociedade e podem estar sujeitos amodificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos,em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período.

São Paulo, 2 de março de 2004

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos AmadiAuditores Independentes ContadorCRC nº 2 SP 011609/O-8 CRC nº 1 SP 158025/O-0

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NOTAS EXPLICATIVAS

CPFL ENERGIA S.A.

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASEM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 E DE 2002

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outro modo)

1 – Contexto Operacional

A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Sociedade”), é uma sociedade anônima de capital aberto. A Sociedade tempor objetivo principal atuar como holding, participando no capital de outras sociedades dedicadas, primariamente, àdistribuição, geração e comercialização de energia elétrica.

A Sociedade possui participações diretas e indiretas nas seguintes Sociedades:

1.1– Participações Diretas:

Companhia Paulista de Força e Luz

A Companhia Paulista de Força e Luz (“CPFL Paulista”), é uma sociedade por ações de capital aberto, que tem por objetoprincipal a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica, para o que possuiconcessão por prazo de 30 anos, que se encerra em 2027, podendo este prazo ser estendido por igual período adicional. A área de concessão da CPFL Paulista contempla 234 municípios do Estado de São Paulo, equivalente a 90.440 km2,abrangendo uma economia bastante diversificada, baseada principalmente na indústria, serviços e agropecuária,atendendo, aproximadamente, 3,0 milhões de consumidores. A Sociedade detém 94,94% do capital total da CPFL Paulista.


A CPFL Geração de Energia S.A. (“CPFL Geração”), é uma sociedade por ações de capital aberto. A partir de 1º de janeirode 2003 passou a atuar como holding de participações em empreendimentos de geração de energia. Em conformidade como processo de reestruturação societária, através da Resolução ANEEL nº 782/2002, foi autorizado, com efeitos a partir de1º de janeiro de 2003, o aumento de capital na empresa CPFL Centrais Elétricas S/A (“CPFL Centrais Elétricas“) realizadoatravés da subscrição e integralização, pela CPFL Geração, de ativos e passivos de sua titularidade, representados,principalmente, por 19 Pequenas Centrais Geradoras de Energia Elétrica com potência nominal de 143,46 MW, e 01 usinatermelétrica, todas localizadas no interior do Estado de São Paulo. A Sociedade detém 95,62% do capital total da CPFLGeração.

CPFL Comercialização Brasil S.A.

A CPFL Comercialização Brasil S.A. (“CPFL Brasil”), é uma sociedade anônima de capital fechado, que teve a totalidadede seu capital social subscrito pela Sociedade em 13 de agosto de 2002. A CPFL Brasil tem por objeto principal acomercialização de energia, a prestação de serviços associados, vinculados ou necessários para a comercialização deenergia, o assessoramento estratégico, institucional e financeiro para compradores e vendedores de energia elétrica e paraoutras entidades atuantes no setor de energia nacional e internacional. A CPFL Brasil teve suas atividades operacionaisiniciadas a partir de janeiro de 2003.

1.2 – Participações Indiretas


A Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”), é uma sociedade por ações de capital aberto,concessionária do serviço público de energia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia paraaproximadamente 1,2 milhão de consumidores nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba, Jundiaí, Indaiatuba, Salto e Itú.Seu prazo de concessão se encerra em outubro de 2028, podendo ser estendido por período adicional de 30 anos. A CPFLPiratininga é controlada atualmente pela Draft I Participações S.A., subsidiária integral da CPFL Paulista. A Draft I detém97,41% do capital total da CPFL Piratininga.

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Rio Grande Energia S.A. - RGE

A Rio Grande Energia S.A. (“RGE”), é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária do serviço público deenergia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia elétrica a cerca de 1,1 milhão de consumidores, nasregiões norte e nordeste do Estado do Rio Grande do Sul. Possui prazo de concessão de trinta anos até o ano de 2027,podendo ser estendido por período adicional de 30 anos. O controle acionário atual de 67,07% do capital total da RGE, foiadquirido pela controlada CPFL Paulista em julho de 2001.

SEMESA S.A.

A SEMESA S.A. (“SEMESA”) é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo de participar noAproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa, localizado no Rio Tocantins, no estado de Goiás, cuja potência instalada éde 1.275 MW. A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa pertence à Furnas Centrais Elétricas S.A.(“FURNAS”), que lhe foi outorgada pelo Decreto n.º 85.983/81, pelo prazo de 30 anos, prorrogada posteriormente até oano de 2030. A SEMESA detém a concessão, bem como os respectivos bens vinculados à Usina Hidrelétrica de Ponte doSilva, localizada no Rio São Luiz, no Estado de Minas Gerais, que foi outorgada em outubro de 1989, pelo prazo de 30anos. A CPFL Geração detém 100% do capital total da SEMESA.

CERAN – Companhia Energética Rio das Antas

A Companhia Energética Rio das Antas (“CERAN”), é uma sociedade por ações de capital fechado, que tem por objeto aimplantação e exploração dos aproveitamentos hidrelétricos de Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho, cuja potênciainstalada prevista é de 360MW, conforme Contrato de Concessão, assinado em 15 de março de 2001. O cronograma deimplantação das usinas estima o início das operações para o segundo semestre de 2004 na UHE de Monte Claro, segundosemestre de 2006 na UHE de Castro Alves e primeiro semestre de 2007 na UHE 14 de Julho. A CERAN é controlada pelaCPFL Geração, que detém 65,00% de seu capital total.


A Campos Novos Energia S.A. (“ENERCAN”), é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo de construir,operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétrico de Campos Novos, cuja potência instalada será de 880 MW, localizadono Rio Canoas, entre os municípios de Campos Novos e Celso Ramos, no Estado de Santa Catarina. A concessão foioutorgada pela ANEEL, através do contrato n.º 043/2000, de 29 de maio de 2000. As obras estão em fase de escavações econcretagem das principais estruturas. O prazo para conclusão das obras está previsto para janeiro de 2006. A ENERCANé controlada pela CPFL Geração, que detém 48,72% do seu capital total.

Barra Grande Energia S.A.

A Barra Grande Energia S.A. (“Barra Grande”), é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo de participardo Consórcio Energético de Barra Grande, que tem como objetivo construir, operar e explorar o AproveitamentoHidrelétrico de Barra Grande, cuja potência instalada será de 690 MW, localizado no Rio Pelotas, entre os municípios deAnita Garibaldi e Esmeralda, na divisa dos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, respectivamente. A concessãofoi outorgada pela ANEEL, através do contrato n.º 31/2001, de 14 de maio de 2001. O empreendimento está em fase deescavações e concretagem das principais estruturas. O prazo para conclusão das obras está previsto para outubro de 2005.A Barra Grande é controlada pela CPFL Geração, que detém 100% de seu capital total. A Barra Grande detém nesta mesmadata, 25,01% do capital da BAESA – Energética Barra Grande S.A. (50,00% em 31 de dezembro de 2002), empresa depropósito específico criada para a construção da UHE Barra Grande.


A Foz do Chapecó Energia S.A. (“Foz do Chapecó”), é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo departicipar no Consórcio Foz do Chapecó, que tem como objetivo construir, operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétricode Foz do Chapecó, cuja potência instalada será de 855 MW, localizado no Rio Uruguai, entre os municípios de Águas doChapecó e Alpestre, na divisa dos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, respectivamente. A concessão foioutorgada pela ANEEL através do contrato n.º 128/2001 de 07 de dezembro de 2001. O empreendimento está em faseinicial do projeto executivo e processo de licenciamento ambiental. O prazo para conclusão das obras está previsto parajulho de 2008. A Foz do Chapecó é controlada pela CPFL Geração que detém 66,67% de seu capital total. A Foz doChapecó participa com 60,00% do Consórcio Foz do Chapecó.

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CPFL Centrais Elétricas S.A.

A CPFL Centrais Elétricas S.A., (“CPFL Centrais Elétricas”), atual denominação da Nova I Participações S.A., é umasociedade por ações de capital fechado, constituída em 06 de outubro de 1999. O controle acionário da CPFL CentraisElétricas, originalmente pertencente à CPFL Paulista, foi adquirido em 07 de novembro de 2001, pelo seu valor patrimonialcontábil, pela CPFL Geração, a fim de viabilizar futuros projetos de participações e parcerias da Sociedade em novosinvestimentos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, por meio da Resolução ANEEL nº 782/2002, autorizou, a partir de 1ºde janeiro de 2003, aumento de capital da CPFL Centrais Elétricas, subscrito e integralizado pela CPFL Geração com ativose passivos de sua titularidade, representados por centrais geradoras de energia elétrica. As Pequenas Centrais Geradoras deEnergia Elétrica transferidas para CPFL Centrais Elétricas, que passou atuar como concessionária de serviços públicos deenergia elétrica, foram: Americana, Buritis, Capão Preto, Cariobinha, Chibarro, Dourados, Eloy Chaves, Esmeril, GaviãoPeixoto, Jaguari, Lençóis, Monjolinho, Salto de Pinhal, Pinhal, Salto Grande, Santana, São Joaquim, Socorro, Três Saltos,e suas respectivas concessões, denominadas em conjunto Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH’s) e a Usina Termelétricade Carioba I.

2 – Apresentação das Demonstrações Financeiras

As demonstrações financeiras da controladora e consolidadas são apresentadas em milhares de reais e foram elaboradas deacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, normas complementares editadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL e pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), que não prevêem o reconhecimento dos efeitosinflacionários a partir de 1º de janeiro de 1996. Tais demonstrações estão também em consonância com a legislaçãoespecífica aplicável às empresas concessionárias de energia elétrica.

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, estão sendo apresentadas, como informaçõessuplementares, as demonstrações do Fluxo de Caixa e do Valor Adicionado da controladora e consolidada, para osexercícios de 2003 e 2002, respectivamente, nos ANEXOS I e II.

Sumário das Principais Práticas Contábeis

a) Disponibilidades: Incluem as aplicações financeiras que estão registradas ao custo, acrescido de rendimentosproporcionais auferidos até a data dos balanços.

b) Consumidores, Concessionárias e Permissionárias: Inclui o fornecimento faturado de energia a consumidoresfinais, bem como as receitas decorrentes de energia elétrica por estes consumida mas ainda não faturada,contabilizados em consonância com o regime de competência. Inclui os valores faturados e a faturar a outrasconcessionárias pelo suprimento de energia elétrica, conforme determinado por informações disponibilizadas peloMercado Atacadista de Energia (“MAE”).

c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa: Constituída com base nos valores a receber dos clientes da classeresidencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e para os saldos dos clientesdas demais classes vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público, conforme definido noManual de Contabilidade do Setor Elétrico. Considera também, uma análise individual do saldo de cada cliente, deforma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícil recebimento, baseando-se naexperiência da Administração em relação às perdas efetivas.

d) Estoque: Os materiais em almoxarifado, classificados no ativo circulante, e aqueles destinados à construção,classificados no imobilizado, estão registrados pelo custo médio de aquisição.

e) Investimentos: As participações em controladas são avaliadas pelo método de equivalência patrimonial; as demaisparticipações estão registradas ao custo de aquisição, deduzidas de provisões para redução ao valor de mercado,quando aplicável.

f) Imobilizado: Registrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação calculada pelo método linear,a taxas anuais variáveis de 2% a.a. a 20% a.a., de acordo com a natureza do bem. Em atendimento às instruções doManual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, os seguintes procedimentos foram adotados:

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• Os juros e demais encargos financeiros e efeitos inflacionários relacionados aos financiamentos obtidos de terceiros,efetivamente aplicados nas imobilizações em curso, foram registrados pelas controladas neste subgrupo como custo,até dezembro de 1995 (na controlada RGE até dezembro de 1998).

• O mesmo procedimento foi adotado para os juros computados sobre o capital próprio que financiou as obras emandamento, tendo sido registrado pelas controladas até março de 2000 (na RGE, até dezembro de 1999).

• As controladas optaram, em março de 2002, pela descontinuidade da apropriação às imobilizações em curso do rateiode 10% dos gastos administrativos com pessoal e serviços de terceiros, até que se tenham concluído os estudostécnicos que permitam a alocação adequada desses custos.

g) Diferido: Os saldos relacionados a ágios pagos na aquisição de controladas e decorrentes da incorporação deempresas controladas são amortizados com base no método linear, pelo prazo de 10 anos, de acordo com asdisposições da Instrução CVM nº 247/96, uma vez que estão relacionados à rentabilidade futura dos investimentosadquiridos.

Adicionalmente, conforme mencionado na nota n° 16, as controladas CPFL Paulista e RGE optaram pelo diferimentoda variação cambial incorrida durante o ano de 2001, que está sendo amortizada de forma linear a partir do exercíciode 2001, pelo prazo de quatro anos ou em função do vencimento dos passivos que deram origem à variação cambial,prevalecendo o que ocorrer primeiro.

h) Atualizações de Direitos e Obrigações: Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação, ouvariação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até a data dos balanços.

i) Imposto de Renda e Contribuição Social: Calculados conforme a legislação vigente na data dos balanços.Conforme disposições da Deliberação CVM nº 273/98 e Instrução CVM nº 371/02, as controladas registraram emsuas demonstrações financeiras os créditos fiscais relacionados ao imposto de renda e contribuição social sobreprejuízos fiscais, base negativa da contribuição social e diferenças temporárias.

j) Planos de Aposentadoria e Pensão: Em atendimento às determinações da Deliberação nº 371/2000 da CVM, ascontroladas optaram, no exercício de 2001, por reconhecer a parcela de obrigações atuariais excedentes em relaçãoaos ativos dos planos, debitando o resultado do exercício em 5 anos, a partir de janeiro de 2002 (vide nota 19).

k) Provisões para Contingências: As provisões para contingências são constituídas mediante avaliações de seus riscosprováveis e quantificadas com base em fundamentos econômicos e em pareceres jurídicos sobre os processos e outrosfatos contingenciais conhecidos na data dos balanços.

l) Resultado: As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência.

m) Estimativas: A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasilrequer que a Sociedade e suas controladas se baseiem em estimativas para o registro de certas transações que afetamseus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstraçõesfinanceiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodossubseqüentes, podem diferir dessas estimativas.

n) Prejuízo por Ação: É determinado considerando-se a quantidade de ações em circulação na data do balanço.

Certas transações nas demonstrações dos resultados, das origens e aplicações de recursos e do fluxo de caixa para oexercício de 2002 foram reclassificadas de forma a permitir melhor comparação com essas mesmas demonstrações para oexercício de 2003. Referidas reclassificações compreenderam basicamente o seguinte:

a) Demonstração do resultado: as despesas incorridas com entidade de previdência privada passaram a serapresentadas na demonstração do resultado no grupo de custos operacionais em conta específica. A amortizaçãodas perdas iniciais pela adoção da Deliberação CVM n.º 371/00 passou a ser apresentada como “itemextraordinário”, pelo valor líquido dos efeitos fiscais correspondentes;

b) Demonstração das origens e aplicações de recursos: as despesas com entidade de previdência privada, com aprovisão para contingências e com encargos e atualizações monetárias de contratos de mútuo, passaram a sertratadas como itens de resultado que não afetam o capital circulante líquido;

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c) Demonstração do fluxo de caixa: as despesas com entidade de previdência privada, com a provisão paracontingências e as variações monetárias e cambiais, principalmente, relacionadas a contratos de mútuo,recomposição tarifária extraordinária e diferimentos de custos ou ganhos tarifários passaram a ser tratadas comoitens que não afetam o caixa, para fins de determinação do resultado líquido ajustado. Passaram a serapresentados, de forma segregada, os valores de empréstimos e financiamentos obtidos e os encargos e valoresde principal pagos no subitem “fluxo de caixa de financiamentos”.

Critérios de Consolidação

As demonstrações financeiras consolidadas abrangem os saldos e transações da Sociedade e de suas controladas CPFLPaulista, CPFL Geração e CPFL Brasil. Em 2003 os saldos de ativo, passivo e resultado foram consolidados integralmente.

Durante o exercício de 2002, as participações nas controladas CPFL Paulista e CPFL Geração aumentaram de 22,15% para94,94% e de 5,90% para 95,62%, respectivamente, em decorrência da reestruturação societária promovida pelo GrupoCPFL, que teve por objetivo reestruturar a aplicação dos recursos em investimentos de distribuição e geração de energia eatender às determinações do setor elétrico, através da qual os acionistas controladores decidiram transferir para a CPFLEnergia as participações que detinham na CPFL Paulista e CPFL Geração, os resultados das controladas foramconsolidados proporcionalmente à participação detida pela Sociedade na CPFL Paulista e CPFL Geração, até 30 de junhode 2002. A partir do segundo semestre de 2002, os resultados das controladas CPFL Paulista e CPFL Geração foramconsolidados integralmente. Os saldos da CPFL Brasil foram integralmente consolidados em 2003.

Anteriormente à consolidação com as demonstrações financeiras da Sociedade, as demonstrações financeiras da CPFLPaulista e CPFL Geração são consolidadas com as de suas controladas, integral ou proporcionalmente, de acordo com asregras definidas pela Instrução CVM n.º 247/96.

Respeitadas as condições descritas acima, a parcela relativa aos acionistas não controladores está destacada no patrimôniolíquido e no resultado do exercício.

Adicionalmente, os seguintes procedimentos de consolidação foram adotados:(a) Eliminação das participações no Patrimônio Líquido das controladas;(b) Eliminação do resultado de Equivalência Patrimonial; (c) Eliminação dos saldos de Ativos e Passivos entre as empresas consolidadas; (d) Eliminação dos saldos de receitas e despesas decorrentes de transações entre as Empresas; (e) Ajustes de critérios contábeis sobre as demonstrações das controladas, quando divergentes dos utilizados pela CPFL

Energia; e(f) Destaque da participação de minoritários no Patrimônio Líquido e Demonstração do Resultado do Exercício.


Durante o período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002 foi implementado um Programa Emergencial deRedução de Consumo de Energia Elétrica, que impôs metas de redução de consumo de energia.

Os principais efeitos contábeis, decorrentes do quadro emergencial instalado por conta do referido programa deracionamento de energia, podem ser resumidos como segue:

Perdas de Receita Com o Racionamento: Correspondem às perdas de receitas determinadas com base na comparaçãodas receitas de venda de energia efetivamente verificadas no período compreendido entre 1º de junho de 2001 e 28 defevereiro de 2002, data do efetivo encerramento do programa de racionamento. Esse diferencial foi integralmenteregistrado pela CPFL Paulista e CPFL Piratininga como receita do exercício de 2001 (para o período de 1º de junho a 31 de dezembro de 2001) e 2002 (para o período de 1º janeiro a 28 de fevereiro de 2002). Este saldo vem sendo atualizadopela SELIC, acrescido de juros de 1% ao ano, sendo realizado através da aplicação de aumentos extraordinários das tarifasde venda de energia, aprovados pela ANEEL em dezembro de 2001.

O ICMS incidente sobre a recomposição tarifária extraordinária, correspondente às receitas a serem faturadas, somente édevido por ocasião da emissão da respectiva fatura de energia elétrica a consumidores. As controladas, CPFL Paulista eCPFL Piratininga, neste sentido, atuam como meras repassadoras do referido tributo entre os consumidores e a ReceitaEstadual e, portanto, não efetuaram registro antecipado da referida obrigação.

513

Energia Livre: Conforme determinado pela Resolução ANEEL n° 249/2002, a energia produzida e disponibilizada aomercado consumidor durante o período de racionamento pelos produtores independentes e auto-produtores de energia,denominada “Energia Livre”, está sendo repassada aos geradores, pelos distribuidores, através de aumento de tarifascobradas dos consumidores.

Através da Resolução Normativa n.º 1, de 12 de janeiro de 2004, a ANEEL retificou o montante fixado para as controladasCPFL Paulista e CPFL Piratininga pela Resolução n.º 483, de 29 de agosto de 2002, para o valor de R$ 272.395(anteriormente R$ 298.016) relativo à compra de energia livre no MAE, à titulo de ressarcimento de energia livre aosgeradores no período de racionamento. Conforme a Resolução ANEEL nº 36/2003, a atualização monetária do saldo deEnergia Livre vem sendo apurada, a partir de fevereiro de 2003, pela variação da SELIC, acrescida de juros de 1% ao ano.

Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo: Corresponde à variação dos valoresfinanceiros dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela “A” dos contratos de concessão, ocorrida entre 1º dejaneiro a 25 de outubro de 2001 (portanto anteriormente à vigência do mecanismo da CVA), que deverá ser ressarcida àsdistribuidoras através de mecanismo de recomposição tarifária extraordinária. O saldo de Parcela “A” de Longo Prazo foihomologado pela ANEEL em 29 de agosto de 2002, e vem sendo remunerado pela taxa SELIC, conforme definido naResolução ANEEL nº 90/2002.

Os valores relacionados aos efeitos acima descritos, registrados nas controladas, com suas respectivas movimentaçõesocorridas até 31 de dezembro de 2003, estão apresentados no quadro abaixo:

Os saldos a receber e a pagar relacionados à Recomposição Tarifária Extraordinária e Energia Livre estão classificados naconta “Consumidores e Concessionárias” e “Fornecedores” (vide notas 5 e 17) e os saldos relacionados à Compensação deVariação de Valores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo estão classificados na conta “Diferimento de CustosTarifários” (vide nota 10). Vide quadro abaixo:

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Através da Resolução Normativa nº 1/2004, a ANEEL redefiniu o prazo estipulado anteriormente pela Resolução ANEELnº 484/2002, para realização dos ativos regulatórios. Os valores acima mencionados deverão ser recuperados em um prazototal de 72 meses para a controlada CPFL Paulista e 51 meses para a controlada CPFL Piratininga, contados a partir de 1ºde janeiro de 2002, período durante o qual vigorarão os aumentos tarifários extraordinários de 2,9% e 7,9%, de acordo comas classes dos consumidores, previstos na Lei nº 10.438/2002.

Periodicamente são preparadas projeções considerando o crescimento de mercado das controladas, levando-se emconsideração expectativas de inflação, juros e aspectos regulatórios. A administração baseia-se nesses estudos paradeterminação da classificação contábil dos saldos entre o curto e longo prazos e da necessidade de constituição de provisãopara perdas, caso haja risco na realização desses ativos. Até 31 de dezembro de 2003, nenhuma das projeções mencionada,indica relevantes necessidades de constituição de provisão para perda dos valores registrados.

Para a implementação dos procedimentos necessários à gestão do Programa de Racionamento, as controladas incorreramem gastos totais no valor de R$ 22.069, que foram homologados pela ANEEL, através do Despacho n.º 154/2003.

Estes gastos estão sendo considerados nas tarifas de fornecimento de energia elétrica na data do reajuste tarifário anualconcedido a partir de abril de 2003, para a controlada CPFL Paulista e a partir de outubro de 2003 para a controlada CPFLPiratininga. Foi recuperado até 31 de dezembro de 2003 o total de R$ 10.220, remanescendo R$ 11.849 a receber. Estesgastos estão classificados no Ativo Circulante, na rubrica “Outros”.

4 – Operações Realizadas no Âmbito do MAE

No consolidado, os saldos das contas “Consumidores, Concessionárias e Permissionárias” e “Fornecedores” de curtoprazo, incluem o registro dos valores referentes à comercialização de energia no curto prazo, relativos ao período desetembro de 2000 a dezembro de 2003, com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE e com base emestimativas preparadas pela Administração das controladas. A liquidação financeira desses valores (incluindo aquelesregistrados no Passivo Circulante) vem sendo realizada desde 30 de dezembro de 2002 e é resumida da seguinte forma:

a) Operações no MAE

b) Liquidação financeira até 31 de dezembro de 2003

O saldo a pagar consolidado, em 31 de dezembro de 2003, decorrente de operações de compra, no valor de R$ 20.657, estáclassificado na conta de “Fornecedores” (R$ 16.729 como MAE e R$ 3.928, relacionados a Encargos do Serviço doSistema - vide nota 17).

515

O saldo a receber decorrente de vendas de energia está classificado na conta “Consumidores e Concessionárias” no valorde R$ 84.240 como pode ser verificado na nota 5. O referido saldo é assim composto: R$ 41.976, no consolidado referentesa “Registro Escritural Provisório”, tratando-se de créditos pendentes de homologação final pelo MAE e os restantes R$ 42.264, no consolidado, correspondem a valores faturados e pendentes de recebimento. Até 31 de dezembro de 2003,encontra-se renegociada bilateralmente a parcela de R$ 16.243, no consolidado, do total faturado pendente. A Sociedade esuas controladas entendem não haver riscos significativos de realização desses saldos.

Os valores da energia no curto prazo e da energia livre (vide nota 3) podem estar sujeitos a modificação, dependendo dedecisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos à interpretação dasregras vigentes no mercado durante o período de racionamento.

5 – Consumidores, Concessionárias e Permissionárias

No consolidado, a rubrica no circulante é oriunda, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cujacomposição, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, é como segue:

Diferencial – Reajuste Tarifário 2003: Através da Resolução nº 565/2004, a ANEEL fixou o reposicionamento tarifárioda CPFL Piratininga em 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Com o objetivo deamenizar o impacto dos índices nas tarifas dos consumidores, sem retirar o direito contratual da concessionária de manterseu equilíbrio econômico-financeiro, a ANEEL determinou a aplicação do índice de reposicionamento em etapas. Dessaforma, procedeu-se como segue:

a) Durante o primeiro ano de vigência da revisão tarifária de 2003, compreendido entre outubro de 2003 e outubro de2004, as tarifas de fornecimento de energia da CPFL Piratininga contemplarão reajuste de 14,68%, correspondente aoÍndice de Reajuste Tarifário anual (IRT).

b) Nos reajustes anuais a serem homologados para os anos seguintes, até a próxima revisão tarifária periódica, seráacrescida à Parcela B de cada ano o valor correspondente à diferença verificada entre o reposicionamento tarifário eo Índice de Reajuste Tarifário.

c) O valor correspondente à diferença anual verificada entre o reposicionamento tarifário e o Índice de ReajusteTarifário, cuja a estimativa total é de R$ 71.149, vem sendo apropriado à receita operacional, em contrapartida à conta“Consumidores e Concessionárias”, considerando o cálculo “pró rata dia” para o período de 12 meses, contado a partirde outubro de 2003, perfazendo R$13.798, em 31 de dezembro de 2003.

d) A reversão do ativo contabilizado dar-se-á a partir do momento em que a diferença mencionada no tópico b) acimafor efetivamente cobrada dos consumidores, o que ocorrerá a partir de outubro de 2004.

516

Recomposição Tarifária Extraordinária: Trata-se do saldo referente às perdas de receita com o racionamento, a seremrepassadas aos consumidores finais, conforme mencionado na nota n.º 3.

Energia Livre: Refere-se ao montante que será recebido pelas distribuidoras e repassado aos geradores, conformemencionado na nota n.º 3.

6 – Coligadas, Controladas e Controladora

A rubrica registra no ativo circulante e realizável a longo prazo, os saldos das transações realizadas entre a Sociedade esuas controladas e controladora, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, a composição é como segue:

Em 2003 os saldos no curto prazo, estão relacionados a dividendos a receber das controladas CPFL Geração e CPFL Brasile no longo prazo representam principalmente contratos de mútuo celebrados com as controladas CPFL Geração e CPFLPiratininga, cuja remuneração é de 115% do CDI-CETIP.

No consolidado, em 2003, remanesce o valor de R$ 7.620, a longo prazo, relacionado a saldo de contrato de mútuo, nãoeliminado na consolidação, da controlada CPFL Geração e sua controlada CERAN.

7 – Devedores Diversos

Créditos a Receber CESP: Referem-se a créditos a receber da Companhia Energética de São Paulo - CESP, decorrentesde saldos da conta de Resultados a Compensar da CPFL Paulista, transferidas àquela empresa em 1993, com vencimentofinal em dezembro de 2009. No consolidado, o saldo total monta R$ 193.232 (R$ 272.389 em 31 de dezembro de 2002) eas parcelas recebíveis a longo prazo, no montante de R$ 148.225 (R$ 217.064 em 31 de dezembro de 2002), estãoregistradas na conta “Devedores Diversos”, no Realizável a Longo Prazo. O saldo é atualizado conforme a variação dodólar norte americano, acrescido de juros calculados sobre 50% da Taxa Libor Trimestral, e de “Spread” à taxa de0,40625% ao ano.

8 – Títulos e Valores Mobiliários

Em 2003, na controladora e consolidado, os saldos representam principalmente, notas promissórias de emissão daBandeirante Energia S.A., atualizadas monetariamente por 111,5% da variação do CDI, com vencimento integralprogramado para 23 de março de 2004.

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Em 2002, no consolidado, os saldos no ativo circulante e no realizável a longo prazo, são representados principalmente,por debêntures da 9ª emissão da VBC Energia S.A., transferidas para a controladora VBC Participações S.A. e subscritaspela Draft I Participações S.A. (controlada integral da CPFL Paulista). Os resgates foram realizados em 9 (nove) parcelassemestrais, tendo ocorrido o primeiro em setembro de 1999 e o último em setembro de 2003.

9 - Tributos a Compensar

Em 31 de dezembro de 2003 e 2002, os saldos dos tributos a compensar são compostos como segue:

No consolidado, o saldo no realizável a longo prazo, no valor de R$ 24.041 (R$11.404 em 2002), refere-se a valores aserem recuperados de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS, incidente sobre a aquisição demateriais aplicados no Ativo Imobilizado.

10 – Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários

A composição do saldo da Conta de Compensação de Variação de custos da Parcela A – CVA, é como segue:

A Lei 10.438/2002, em conjunto com as Portarias Interministeriais n.º 296/2001 e n.º 25/2002, e com a Resolução ANEELn.º 90/2002, criou mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis, incorridas pelasconcessionárias de distribuição de energia elétrica. Esses custos são representados, principalmente, por: tarifa de repassede potência proveniente de Itaipu Binacional, tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional,quota de recolhimento à conta de consumo de combustíveis – CCC, tarifa de uso das instalações de transmissão integrantesda rede básica, compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos, energia comprada estabelecida nos contratosiniciais, quota de reserva global de reversão – RGR, taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica – TFSEE, encargosde conexão e quotas de recolhimento à CDE – Conta de Desenvolvimento Energético.

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10.1 – Parcela “A”:

O valor homologado pela ANEEL, conforme Resolução n.º 482/2002, relativo às variações líquidas de valores financeirosde itens da Parcela A, no período de 1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001, totalizou em 31 de dezembro de 2003,R$ 367.318 (R$ 406.695 em 2002). A recuperação desse custo se dará através do mecanismo da Recomposição TarifáriaExtraordinária, a iniciar-se após o prazo estipulado pela ANEEL para recuperação dos ativos relacionados à perda dereceita e energia livre, conforme Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004.

10.2 – Portaria 116

Através da Portaria Interministerial n.º 116/2003, a recuperação do saldo da conta de Compensação de Variação de Itensda Parcela “A” – CVA referente ao período de doze meses que antecedeu o reajuste tarifário de 2003 (abril para ascontroladas CPFL Paulista e RGE, e outubro para a controlada CPFL Piratininga) ficou adiada por doze meses.

O saldo da CVA , cuja compensação foi adiada nos termos da citada Portaria, acrescido do saldo da CVA apurado nos dozemeses subseqüentes, deverá ser compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica das concessionárias nos vintee quatro meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual que ocorrer em 2004 e 2005.

Em conseqüência, estão registrados no Realizável e Exigível a Longo Prazo, respectivamente, os montantes de R$ 555.165e R$ 175.010 no consolidado, na rubrica “Diferimento de Custos Tarifários”, perfazendo, até a presente data, um valorlíquido de R$ 380.155 no consolidado.

A insuficiência de recursos gerada pela Portaria n.º 116/2003 foi sanada através de financiamento obtido junto ao BNDES,no montante total de R$ 217.860, (no consolidado), tendo as controladas recebido, em 24 de dezembro de 2003 50% doreferido valor (vide nota n.º 18).

11 – Adiantamento para Futuro Aumento de Capital

Através do “Instrumento Particular de Assunção de Dívida”, firmado em 17 de outubro de 2003 com a CPFL Geração, aSociedade assumiu parte da dívida que a CPFL Geração mantinha junto à VBC ENERGIA S.A., no montante de R$ 350.000. Como contrapartida à referida assunção, a Sociedade registrou no Ativo Realizável a Longo Prazo, umAdiantamento para Futuro Aumento de Capital na CPFL Geração, no mesmo valor.

O saldo em 2002 de R$ 222.164, refere-se a recebíveis de ações resgatáveis e respectivos dividendos da controlada CPFLPaulista, que foram liquidados em abril de 2003.

12 – Créditos Fiscais Diferidos

Em atendimento às disposições da Deliberação CVM n.º 273/1998 e da Instrução CVM n.º 371/2002, foram registrados,nas controladas, créditos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais, de bases negativas de contribuição social ediferenças intertemporais, os quais não possuem prazo de prescrição para sua recuperação. Esses créditos estão registradosno ativo realizável a longo prazo, considerando a expectativa de sua realização, determinada com base nas projeções deresultados futuros das controladas e no limite de 30% para compensação anual dos lucros tributáveis.

Efeitos Tributários sobre a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE: Durante 2003, as controladas CPFLPaulista e CPFL Piratininga reavaliaram os aspectos fiscais relacionados à tributação da receita registrada em 2001 e 2002,decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE. Dessa forma, a partir do terceiro trimestre de 2003, ascontroladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga passaram a adotar o regime de caixa para tributação da referida receita, emsubstituição ao regime de competência anteriormente adotado. Neste contexto, as declarações de impostos referentes aosexercícios de 2002 e 2001 foram retificadas, e os devidos ajustes contábeis foram processados.

Em 31 de dezembro de 2003, os principais efeitos decorrentes da mudança acima mencionada correspondem a um saldode créditos tributários diferidos no valor de R$ 69.696 na controlada CPFL Paulista e R$ 7.046 na CPFL Piratininga, e aum saldo de obrigações de longo prazo no valor de R$ 112.627 na controlada Paulista e R$ 34.114 na Piratininga. Estamudança de prática fiscal não resultou em efeitos relevantes no resultado do exercício de 2003.

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• Composição dos saldos

• Composição dos Efeitos no Resultado

• Expectativa de Recuperação

No consolidado, a expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos está baseada nas projeções de resultadospreparadas pelas controladas e é como segue:

A referida expectativa está sujeita a alterações, uma vez que os resultados finais, quando de sua efetiva realização emperíodos subseqüentes, podem diferir daqueles considerados através das projeções.

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13 – Outros Créditos

A composição do saldo é como segue:

Parcelamento de Débitos de Consumidores: Refere-se à negociação de contas a receber vencidas junto a consumidores,principalmente Prefeituras.

Fundo Vinculado a Empréstimos em Moeda Estrangeira: São garantias oferecidas quando da reestruturação da dívidade médio e longo prazos.

Programa Emergencial de Redução no Consumo de Energia Elétrica - PERCEE: Refere-se aos custos incorridos naimplementação do programa de racionamento de energia elétrica (vide nota 3)

Ordens em Curso: Compreendem custos relacionados à desativação em andamento de bens do imobilizado e custosrelacionados com sua alienação, se aplicável. Quando da finalização do processo de desativação ou alienação, esses custossão baixados ao resultado.

14 - Investimentos


No consolidado, os saldos referem-se, principalmente, aos bens do ativo imobilizado relacionados ao empreendimento naUHE de Serra da Mesa que, por estarem arrendados à Furnas, são apresentados nesta rubrica. A composição dos referidosbens, é como segue:


Em 31 de dezembro de 2003 e 2002, a Sociedade detém participações societárias permanentes nas seguintes controladas:

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As principais informações sobre esses investimentos são como segue:

Da totalidade das ações da controlada CPFL Paulista detidas pela Sociedade, 34,08% estão caucionadas em garantia deemissões de debêntures.

14.3 - Ágio ou Deságio

Em 31 de dezembro de 2003 e 2002, na controladora, os saldos são representados, principalmente, pelo deságio apuradona compra de ações da controlada CPFL Paulista em 2001.

No consolidado, a composição da conta de ágio/deságio é como segue:

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No consolidado os ágios nas aquisições da RGE, CPFL Piratininga e SEMESA, estão sendo amortizados de acordo comas disposições das Instruções CVM nos 247/96 e 285/98, pelo prazo de 10 anos, em função da expectativa de rentabilidadefutura daquelas controladas.

As demonstrações financeiras da controlada CPFL Paulista em 31 de dezembro de 2003 e 2002 foram examinadas pelosmesmos auditores da Sociedade e o respectivo parecer foi emitido em 2 de março de 2004, contendo ressalvas quanto aodiferimento de variação cambial, nos termos das Deliberações CVM nos 404 e 409/2001, e parágrafo de ênfase sobrevalores líquidos a receber relacionados à compra e venda de energia no MAE, no montante de R$ 11.872 no consolidado,que podem vir a sofrer modificações dependendo da decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresasdo setor que questionam as regras do mercado de energia durante o período do racionamento.

As demonstrações financeiras da controlada CPFL Geração em 31 de dezembro de 2003 e 2002 foram examinadas pelosmesmos auditores da Sociedade e o respectivo parecer foi emitido em 2 de março de 2004, sem ressalvas e contendoparágrafo de ênfase sobre valores líquidos a receber relacionados à compra e venda de energia no MAE, no montante deR$ 46.140, que podem vir a sofrer modificações dependendo da decisão de processos judiciais em andamento movidospor empresas do setor que questionam as regras do mercado de energia durante o período do racionamento.

As demonstrações financeiras da controlada CPFL Brasil em 31 de dezembro de 2003 foram examinadas pelos mesmosauditores da Sociedade e o respectivo parecer foi emitido em 2 de março de 2004, sem ressalvas.

15 - Imobilizado

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De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados nageração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados,alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia autorização do Órgão Regulador.

A Resolução ANEEL nº 20/1999 regulamenta a desvinculação de bens e concessões do Serviço Público de EnergiaElétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados àalienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação naconcessão.

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão – Representam os valores recebidos dos consumidores, bem como asdoações não condicionadas a qualquer retorno e destinadas ao custeio de investimentos para atendimento a pedido defornecimento de energia elétrica na atividade de distribuição. O prazo de vencimento dessas obrigações é aqueleestabelecido pelo órgão regulador para concessões de geração, transmissão e distribuição e sua liquidação deverá ocorrerao final da concessão. As obrigações especiais não estão submetidas à depreciação ou a qualquer forma de atualização.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 5,00% ao ano no consolidado.

16 - Diferido

Na controladora, a rubrica registra, em sua totalidade, o saldo da comissão paga, relacionada à segunda emissão dedebêntures no valor de R$ 16.096, que está sendo amortizado linearmente em 18 parcelas de R$ 894, até outubro de 2004.Até 31 de dezembro de 2003 foram amortizados R$ 7.154. No consolidado, a rubrica registra as seguintes posições:

Ágio de Incorporação: Decorrente das incorporações da DOC4 Participações S.A. (antiga controladora da CPFL Paulista)e da DOC3 Participações S.A. (antiga controladora da RGE). Estão fundamentados na expectativa de rentabilidade futuradas controladas CPFL Paulista e RGE, sendo amortizados, para fins fiscais e societários, nos termos da Lei n.º 9.532/97 edas Instruções CVM nos 247/96, 285/98 e 319/99, em 10 anos, a partir novembro de 1999. No consolidado, o impacto daamortização no resultado de 2003 foi de R$ 364.841 (R$ 222.824 em 2002).

Diferimento da Variação Cambial: Em conformidade com a Deliberação CVM no. 404, de 27 de setembro de 2001, ascontroladas CPFL Paulista e RGE optaram por diferir o resultado liquido negativo decorrente do ajuste dos valores em reaisde obrigações e créditos denominados em moeda estrangeira, ocorrido no ano de 2001. No consolidado o valor total de R$ 81.793 está sendo amortizado linearmente, respeitando as datas de vencimentos dos contratos, em até 04 (quatro) anos,a partir do exercício de 2001, inclusive. O impacto no resultado de 2003, foi de R$ 18.460 (R$ 19.978 em 2002).

Diferido em Curso: Refere-se a gastos com a implantação e modernização de sistemas e processos corporativos dacontrolada CPFL Paulista.

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17 - Fornecedores

Na controladora, os saldos em 31 de dezembro de 2003 e 2002 estão relacionados, principalmente, a serviços prestados porterceiros. No consolidado a composição dos saldos é como segue:

Os saldos de fornecedores no Exigível a Longo Prazo, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, estão relacionados à energialivre a ser repassada aos geradores (vide nota nº 3).

Repasse de Energia Livre aos Geradores

A ANEEL, através da resolução nº 89, de 25 de fevereiro de 2003, fixou para a CPFL Paulista o percentual de 25,34% (nacontrolada CPFL Piratininga 31,12%), a ser aplicado sobre o montante arrecadado mensalmente a título de RecomposiçãoTarifária Extraordinária. O produto da aplicação desse percentual ao valor arrecadado da RTE vem sendo repassado, desdeo mês de fevereiro de 2003, às empresas geradoras.

18 – Encargos de Dívidas, Empréstimos e Financiamentos e Debêntures

Em 31 de dezembro de 2003 e 2002, o principal e encargos do endividamento em moeda nacional e moeda estrangeira,estão registrados nas seguintes rubricas, “Encargos de Dívidas”, “Encargos de Debêntures”, “Empréstimos eFinanciamentos” e “Debêntures”, cuja composição é como segue:

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Os empréstimos e financiamentos em moeda nacional estão sujeitos a encargos e taxas variáveis de mercado. Suacomposição por tipo de indexador é como segue:

BNDES

• BNDES - Corresponde a financiamento à CPFL Geração, destinado à repotencialização de PCH’s (pequenascentrais hidrelétricas), que vem sendo amortizado em 84 parcelas mensais e sucessivas, a partir de fevereiro de2003. Sua atualização está atrelada parte à TJLP, acrescida de juros de 3,5% a.a., e parte à cesta de moedas doBNDES (“UMBND”), cujo maior indexador é o dólar norte-americano, com juros fixos de 3,5% a.a. e jurosvariáveis calculados com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDESna captação de recursos, e imposto de renda. O empréstimo está garantido por aval da controlada CPFL Paulista.

O saldo também Inclui o financiamento para aquisição da Bandeirante Energia S.A. (predecessora da CPFLPiratininga), atualizado pelas taxas UMBND (cesta de moedas do BNDES), com juros fixos de 5% a.a., e jurosvariáveis com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captaçãode recursos, e imposto de renda. Este empréstimo vinha sendo amortizado em 09 (nove) parcelas semestrais, apartir de setembro de 1999, tendo sido liquidado no terceiro trimestre de 2003.

• BNDES – Investimento - Corresponde a financiamento aos programas de investimentos das controladas. Nacontrolada, CPFL Paulista, está dividido em duas tranches, “A” e “B”, tendo 18 e 30 meses de carência,respectivamente, sendo amortizado em 78 parcelas mensais e sucessivas a partir de outubro de 2000 e outubrode 2001, respectivamente, com atualização pela TJLP e juros de 3,25% ao ano. Como garantia, está vinculada areceita proveniente da prestação de serviços de fornecimento de energia elétrica. Também inclui empréstimo àcontrolada RGE, com atualização pela TJLP e juros de 3,9% ao ano, com amortização mensal e últimovencimento em 15 de setembro de 2007; como garantia está vinculada a receita da empresa. Inclui também, nacontrolada CPFL Piratininga, um contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratadocom o BNDES, com juros de 3,45% a.a., sendo amortizado em 48 parcelas mensais a partir de 15 de maio de2002, estando representado por notas promissórias e garantido pela arrecadação de recebíveis na venda deenergia elétrica das controladas.

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• BNDES – Ativo Regulatório, CVA e FINEM

Os empréstimos acima estão garantidos pela arrecadação de recebíveis na venda de energia elétrica das controladas.

BRDE - Refere-se a contrato de abertura de crédito, assumido pela controlada RGE no processo de cisão e privatização daCompanhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE, sendo atualizado pelo IGPM, acrescido de juros de 12% ao ano. As amortizações são mensais, com vencimento final previsto para 30 de setembro de 2006, tendo sido dada como garantiaa arrecadação de venda de energia da RGE.

Furnas - O empréstimo junto a Furnas está sujeito à atualização pela variação do IGP-M e juros de 10% a.a., comvencimento em 24 parcelas mensais a partir de 2008, tendo como garantia a energia produzida pela UHE Serra da Mesa,conforme Contrato Geral assinado entre a Semesa e Furnas.

Floating Rate Notes - Refere-se à captação de recursos no mercado externo, no montante de US$ 300 milhões, realizadano segundo trimestre de 2001, para fins de aquisição do controle acionário da RGE, contratados junto a um consórcio debancos.

Esse empréstimo tem prazo de vencimento final de 5 anos e carência de 20 meses para início do pagamento do principal.Os juros vêm sendo pagos semestralmente a partir de dezembro de 2001 e a amortização do principal iniciou-se em 19 defevereiro de 2003. Através de mecanismo de “Swap”, toda esta dívida foi convertida para custo local, correspondente a93,65% e 94,75% da variação do CDI (Certificado de Depósito Interbancário), respectivamente, para as parcelas de US$ 100 milhões e US$200 milhões.

Operações de SWAP: O saldo refere-se às perdas verificadas no período, decorrentes de contratos que visam cobrir osriscos advindos das operações de empréstimos e financiamentos captados em moeda estrangeira (vide nota 31).

Instituições Financeiras – Contempla empréstimos e financiamentos em moeda nacional e estrangeira com a seguintecomposição:

• Moeda Nacional – Refere-se a empréstimos obtidos junto a instituições financeiras, para a cobertura do fluxo de caixaoperacional, sendo atualizados pela variação do CDI e garantidos pela arrecadação de recebíveis na venda de energiaelétrica das controladas;

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• Moeda Estrangeira – Refere-se a negociações realizadas no âmbito do Plano Brady, intermediadas pelo Banco doBrasil, bem como dívidas relacionadas à Resolução 63, com a finalidade de cobertura de capital de giro dascontroladas. O saldo inclui a captação de recursos realizada em 2000 pela Sul Geradora Participações S.A., controladada RGE, através de operação de Trade Finance, tendo como garantia o aval da RGE e cartas de fiança.

No consolidado, os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira têm a seguinte composição de longo prazo:

No consolidado, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, as principais informações sobre as emissões de debêntures são comosegue:

a) Em 1º. de abril de 2003, a Sociedade colocou no mercado 90.000 debêntures, não conversíveis, com valor nominalunitário de R$ 10, relacionadas à 1º. série da 2ª emissão, perfazendo o total de R$ 900.000. As debêntures destaemissão estão sendo remuneradas com base na taxa DI, acrescidas de juros de 2,85% ao ano, com prazo devencimento em 1º de abril de 2008. Os recursos obtidos por meio da 2ª emissão de debêntures destinaram-se aopagamento de dívidas, incluindo a 1ª emissão de debêntures da Sociedade. No quarto trimestre de 2003, a Sociedaderesgatou 17.801 debêntures, restando 72.199 debêntures em circulação.

b) Referem-se as debêntures da 1ª emissão privada, não conversíveis em ações, da Semesa S.A.. Essas debêntures sãoatualizadas com base na variação da Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), acrescida de juros de 4 a 5% ao ano. As debêntures têm vencimento programado para o ano de 2009.

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c) Com o propósito de alavancar recursos para a aquisição do controle acionário da RGE, a CPFL Paulista colocou àvenda, em 17 de julho de 2001, debêntures divididas em duas séries: 1ª série – Colocadas e vendidas 100% das 44.000debêntures com remuneração anual atrelada à variação do IGP-M, acrescida de taxa de juros de 11,50% ao ano, comvencimento de 50% previsto para 01 de junho de 2007 e o restante para 01 de junho de 2008; 2ª série – Colocadas evendidas 67% das 45.000 debêntures emitidas, com remuneração anual com base na taxa média dos DepósitosInterfinanceiros de um dia – DI, “over extra grupo”, acrescida de spread de 0,6% ao ano, com vencimento de 50%previsto para 01 de junho de 2005 e o restante para 01 de junho de 2006.

No consolidado, o saldo do principal de longo prazo dos empréstimos e financiamentos e debêntures, tem vencimentosassim programados:

Determinados contratos de empréstimos e financiamentos e debêntures contêm cláusulas restritivas as quais, entre outros,requerem que a Sociedade e suas controladas mantenham certos índices financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos. No entendimento da Sociedade e suas controladas, essas cláusulas e compromissos vêm sendoadequadamente atendidos.

19 – Entidade de Previdência Privada

As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração, através da Fundação CESP, e a controlada em conjuntoRGE, através da Fundação ELETROCEEE, mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seusempregados. As principais características desses planos são como segue:

I – CPFL PAULISTA E CPFL GERAÇÃO

Atualmente vigora para os funcionários das controladas um Plano de Benefícios Misto, com as seguintes características:

Plano de Benefício Definido (“BD”) – vigente até 30 de setembro de 1997 – plano de benefício saldado, que concede umBenefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantesinscritos em data anterior a 31 de setembro de 1997, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passadoacumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidadetotal pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é das controladas.

Adoção de um modelo misto, a partir de 1º de outubro de 1997, que contempla as aposentadorias de risco (invalidez emorte) no conceito de benefício definido e as aposentadorias programáveis, no conceito de contribuição definida.

Com a modificação do Plano Previdenciário em setembro de 1997, foi reconhecida uma obrigação a pagar pelascontroladas referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a qual vem sendoamortizada em 240 parcelas mensais, acrescidas de juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). O saldo da obrigaçãoem 31 de dezembro de 2003 era de R$ 762.815 (R$ 778.465 em 2002), sendo que o passivo foi devidamente ajustado paraatender os critérios da Deliberação CVM 371.

II – CPFL Piratininga

A CPFL Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante, assumiu a responsabilidade pelas obrigaçõesatuariais correspondentes aos empregados aposentados naquela empresa até a data da efetivação da cisão, assim como pelasobrigações correspondentes aos empregados ativos transferidos para a CPFL Piratininga.

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Em 02 de abril de 1998 a Secretaria de Previdência Complementar – SPC, aprovou a reestruturação do plano previdenciáriomantido anteriormente pela Bandeirante (empresa predecessora da CPFL Piratininga), dando origem a um “Plano deBenefícios Suplementar Proporcional Saldado – BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, similar ao da controladora,com as seguintes características:

Plano de Benefício Definido (“BD”) – vigente até 31.03.98 – plano de benefício saldado, que concede um BenefícioSuplementar Proporcional Saldado (BSPS), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritosaté 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referidadata, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura dasinsuficiências atuariais desse Plano é da CPFL Piratininga.

Plano de Benefício Definido – vigente após 31.03.98 – plano do tipo BD, que concede renda vitalícia reversível em pensão,relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998 na base de 70% da média salarial mensalreal, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefíciosincorporam todo o tempo de serviço passado (inclusive o acumulado até 31.03.98) e, portanto, não incluem apenas o tempode serviço passado acumulado após 31.03.98. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano éparitária entre a CPFL Piratininga e os participantes.

Plano de Contribuição Definida – implantado junto com o Plano BD vigente após 31.03.98, é um plano previdenciário, queaté a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquerresponsabilidade atuarial para a CPFL Piratininga. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) empensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo Benefício Definido e, portanto, passa a gerar responsabilidadeatuarial para a controlada.

III – Rio Grande Energia S.A.

O plano de suplementação é do tipo “benefício definido”, com nível de benefício de 100% da média dos últimos salários,incluindo o benefício da Previdência Social. As patrocinadoras são responsáveis pela cobertura dos déficits apurados noplano de benefício da Fundação e conforme o Regulamento da Fundação ELETROCEEE, a contribuição da patrocinadoraserá equivalente à totalidade das contribuições vertidas pelos participantes em um mesmo período.

Os valores reconhecidos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2003, de suas controladas, conforme laudopreparado por atuário externo, estão assim apresentados (os valores da RGE estão proporcionais à participação dacontroladora CPFL Paulista):

As perdas atuariais referentes aos Planos que excederam a 10% das obrigações atuariais, no montante de R$121.310, noconsolidado, serão reconhecidas no resultado a partir de 2004, pelo período médio serviço futuro dos participantes. O aumento do passivo na adoção da CVM 371 refere-se ao déficit do plano apurado em 31 de dezembro de 2001, o qualfoi diferido e vem sendo amortizado em 5 anos. Conforme facultado pelo Ofício-Circular CVM/SNC/SEP 01/2004, essaamortização foi classificada na demonstração do resultado dos exercícios de 2003 e 2002 como item extraordinário, pelovalor líquido dos efeitos fiscais correspondentes.

As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:

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Nos saldos contábeis de suas controladas, relacionados à Previdência Privada existem ainda R$ 24.679, no consolidado,referentes a outras contribuições.

A estimativa do atuário externo para as despesas e receitas a serem reconhecidas no exercício de 2004 é como segue:

As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram:

20 – Taxas Regulamentares

Reserva Global de Reversão – RGR - É um fundo de reserva administrado pela Eletrobrás, destinado a prover recursospara a União indenizar concessionários quando da expiração de suas concessões, na forma de reembolso pelo valor do ativopermanente líquido registrado nos livros. O Decreto n.º 1.771/1996 instituiu a taxa de RGR de 2,5% sobre o imobilizadoem serviço, limitado a 3,0% do total da receita operacional bruta, deduzida do ICMS.

Conta Consumo de Combustível – CCC - É uma contribuição feita pelas controladas CPFL Paulista, CPFL Piratiningae RGE para financiar o custo do combustível utilizado nos processos de operações de energia termelétrica no sistemaenergético brasileiro.

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE: Foi criada pela Lei n.º 10.438/2002, para promover a competitividade daenergia produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineralnacional, nas áreas atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e promover a universalização do serviço de energiaelétrica em todo o território nacional.

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21 – Tributos e Contribuições Sociais

Os saldos são como segue:

Os tributos a recolher classificados no longo prazo estão relacionados aos efeitos apurados em decorrência da alteração doregime de tributação das receitas originárias da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE (vide nota 12).

22 - Coligadas, Controladas e Controladora

Em 31 de dezembro de 2003, no consolidado, a rubrica registra, no passivo circulante, o saldo de R$ 15.805 (R$ 17 em2002), em sua totalidade relacionado a transações realizadas entre a Sociedade e a controladora VBC Energia S.A., nãoeliminados na consolidação.

No consolidado, em 31 de dezembro de 2002, o saldo de R$ 315.965, no Exigível a Longo Prazo, refere-se à dívida dacontrolada CPFL Geração à VBC Energia S.A. pela aquisição da SEMESA. Em outubro de 2003 a Sociedade assumiuparte desta dívida, no montante de R$ 350.000, em contrapartida ao registro de um adiantamento para futuro aumento decapital (vide nota 11).

23 - Provisão para Contingências

No consolidado, em 31 de dezembro de 2003 e 2002, o saldo das provisões se constituem como segue:

As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos cujaprobabilidade de êxito é remota, na opinião dos assessores legais e da Administração da Sociedade e de suas controladas.

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Trabalhistas: Referem-se a ações ajuizadas. No consolidado, nos termos do protocolo de cisão da Bandeirante, a CPFLPiratininga é responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nasrespectivas regiões por ela assumidas, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1º deoutubro de 2001, são assumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirantee 44% para a CPFL Piratininga).

Danos Pessoais: Referem-se a pleitos de indenizações não cobertas por apólices de seguros, com perdas consideradasprováveis.

Majoração Tarifária: Correspondem a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes concedidos pelasPortarias DNAEE nºs. 38 e 45/1986, quando estava em vigor o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.

Energia Comprada: Em decorrência da perda de consumidores livres, as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratiningasolicitaram redução na demanda de potência nos contratos iniciais, sendo parcialmente atendidas pela ANEEL, conformeResolução nº 552/2003. As controladas impetraram ação judicial, motivadas pela sua não concordância com os montantesfísicos determinados na mencionada Resolução, alegando divergência nos cálculos, e efetuando depósitos judiciais mensaisdos valores divergentes.

Finsocial em Litígio: Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração tarifária e cobrança do Finsocial, do períodode junho de 1989 a outubro de 1991. A CPFL Paulista obteve liminares que garantiram o não recolhimento, mediantedepósito judicial. Os depósitos judiciais estão registrados na rubrica “Depósitos Vinculados a Litígios”, no ativo realizávela longo prazo, sendo atualizados pela variação da Taxa Referencial Diária (TRD ).

COFINS/PIS: Refere-se a questionamento judicial quanto à inclusão das receitas financeiras, outras operacionais e nãooperacionais na base de cálculo do PIS e Cofins, com respaldo em liminar para efetuar o pagamento dessas contribuiçõesna forma da legislação anterior. Enquanto não se obtém decisão final sobre esta matéria as controladas CPFL Paulista eCPFL Piratininga vêm constituindo provisão para os valores em discussão.

A Administração da Sociedade e suas controladas, baseadas na opinião de seus assessores legais, entende não haver riscossignificativos que não estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstrações financeiras ou que possamresultar em impacto significativo no seu fluxo de caixa.

24 - Outros

Consumidores e Concessionários: Referem-se a obrigações relativas a contas pagas em duplicidade e/ou ajustes defaturamento a serem compensados ou restituídos aos consumidores.



Encargo de Capacidade Emergencial: Refere-se ao encargo tarifário cobrado do consumidor, a ser repassado para aComercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE.

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Todas as ações da Sociedade são de espécie ordinária, sem valor nominal, assim distribuídas em 31 de dezembro de 2003e 2002.

Aumento de Capital

Em reunião do Conselho de Administração da Sociedade, realizada em 20 de outubro de 2003, foi aprovado o aumento decapital da Sociedade, no valor total de R$ 1.550.000 com a emissão de 727.699.530 novas ações ordinárias, escriturais,sem valor nominal, ao preço de emissão de R$ 2,13 por ação, por subscrição particular nos seguintes termos:

a) Capitalização do saldo de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital no valor de R$ 800.000, efetuados em 22 de abril de 2003, pelos acionistas VBC Energia S.A., 521 Participações S.A. e Bonaire Participações S.A;

b) Aumento em dinheiro, no valor de R$ 100.000, integralizado pelos acionistas VBC Energia S.A. e 521 Participações S.A.;

c) Conversão de créditos da VBC Energia S.A. com a Sociedade, no valor de R$ 350.000;

d) Integralização em dinheiro no valor de R$ 300.000, pelo BNDES Participações S/A.

Dividendo Mínimo Cumulativo e Resgate de Ações Preferenciais Classe “C” da Controlada CPFL Paulista

Em cumprimento ao estabelecido na alínea b, do parágrafo 1º, do Artigo 6º, do Estatuto Social da controlada CPFLPaulista, teve início, a partir de 25 de outubro de 2002, o segundo pagamento do dividendo mínimo cumulativo referenteàs ações preferenciais classe ”C”, no montante de R$ 164.386, equivalente a R$ 11,93 por lote de mil ações, assim comoo segundo resgate dessas ações, no montante de R$ 166.085, equivalente a 1.531.019.189 ações, ao preço de R$ 108,48por lote mil de ações, considerando a posição acionária integral de cada acionista em 18 de outubro de 2002, nos termosdivulgados no Comunicado aos Acionistas publicado em 18 de outubro de 2002, sendo que essas ações estão mantidascomo “Ações em Tesouraria”, até aprovação da ANEEL quanto à redução do Capital, bem como de deliberações em AGE.

No curso deste exercício, não ocorreu o 3º resgate de ações preferenciais classe “C”, nem o pagamento do dividendomínimo, em função de não haver base legal para sustentar o referido resgate e pagamento, ou seja, Lucros ou Reservas comsaldo suficiente para sua absorção.

Enquanto não ocorrer o cancelamento das ações em tesouraria, o valor dessas ações no montante de R$ 166.085, devemser lidas como redutoras da Reserva de Capital, por força do artigo 44 § 1º da lei 6404/76.

Tendo em vista o prejuízo da controlada de R$ 40.780 apurado no exercício de 2003, parte do saldo da reserva de capitalfoi utilizada para absorção deste prejuízo.

Distribuição de Resultados

O Estatuto Social da Sociedade prevê o pagamento de dividendos mínimos aos acionistas calculados em 25% do lucrolíquido ajustado na forma da Lei n.º 6.404/76.

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26 - Receita Operacional

Encargos de Capacidade Emergencial: Referem-se aos custos de natureza operacional, tributária e administrativaincorridos pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE na contratação de capacidade de geração oude potência, que serão rateados pelos consumidores finais de energia elétrica, de forma proporcional ao consumo individualverificado. O encargo tarifário cobrado do consumidor e repassado à CBEE, a título de “encargo de capacidadeemergencial” ,até a data de 26 de junho de 2002, foi de R$0,0049/kWh e de R$ 0,0057/KWh a partir daquela data.

Energia Livre: Refere-se ao ajuste efetuado atendendo a Resolução Normativa ANEEL n.º 1 de 12 de janeiro de 2004,que retificou o montante homologado pela Resolução ANEEL n.º 483 de 29 de agosto de 2002 (vide nota 3).

Outras Receitas Operacionais – Inclui a CUSD - Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - referente a tarifascobradas pelo uso dos sistema de distribuição e transmissão de concessionária ou permissionária de serviço público deenergia elétrica, em atendimento ao disposto no Decreto n.º 4562/2002.

Perda de Receita – Consumidores da Categoria Baixa Renda: A Lei n.º 10.438/2002 estabelece as diretrizes paraenquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda, sendo basicamente aquelas com consumomonofásico mensal inferior a 80 kWh. O Decreto n.º 4.336/2002 ampliou a regulamentação, enquadrando também asunidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e 220 kWh e que estejam, dentre outros requisitos, enquadrados nosProgramas Sociais do Governo Federal, criados pelo Decreto nº 3.877/2001 (Bolsa Alimentação, Bolsa Escola e AuxílioGás). Os clientes que eram enquadrados na subclasse baixa renda nos critérios anteriores à Lei nº 10.438/2002, deixaramde ser beneficiados a partir de 1 de março de 2004.

Entretanto, a Resolução nº 694/2003 prorrogou o período de comprovação dessas condições junto às concessionárias, até31 de julho de 2004.

Em decorrência dessas alterações de critério de enquadramento de unidades consumidoras da subclasse baixa renda, ascontroladas CPFL Paulista e RGE efetuaram levantamento da receita que deixaram de auferir por não estar em pleno vigoras determinações do Decreto nº 4.336/2002, as quais foram homologados pela ANEEL, no montante consolidado de R$ 43.883, e que foram cobertos com os recursos da RGR – Reserva Global de Reversão pela ELETROBRÁS, conformeestabelecido na Resolução nº 320/2003. Este valor foi registrado como Receita de Venda de Energia Elétrica.

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27 - Custo com Energia Elétrica

(a) Os montantes credores de R$ 25.620 e R$ 21.641, em 2003 e 2002, respectivamente, estão relacionados aos efeitosdos ajustes decorrentes das homologações de novos valores de energia livre para as controladas CPFL Paulista e CPFLPiratininga, através da Resolução Normativa nº 1/2004 e Resolução nº 483/2002, respectivamente.

28 - Resultado Operacional

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29 - Resultado Financeiro

30 - Transações com Partes Relacionadas

31 - Instrumentos Financeiros


Os negócios da Sociedade e de suas controladas compreendem, principalmente, o fornecimento de energia a consumidoresfinais, sendo concessionárias de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principaisfatores de risco de mercado que afetam seus negócios são como segue:

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Risco de Taxa de Câmbio: Esse risco decorre da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em perdas e emrestrições de caixa, por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de passivo denominados em moedaestrangeira. Suas controladas se protegem desse risco mediante contratação de operações de “hedge”/“swap” , para que asdívidas estejam indexadas à variação de índices nacionais. As referidas operações são registradas de acordo com regimede competência e conforme as condições do instrumento contratado.

Floating Rate Notes: A exposição relativa à emissão de Floating Rate Notes foi substancialmente coberta através deoperações financeiras de “swap”, o que proporcionou à Sociedade trocar os riscos originais da operação (variação cambial+ Libor + 2,95% a.a.) para o custo de 93,65% a 94,75% do CDI (Certificado de Depósito Interbancário). Nos contratosde “swap”, de forma a não comprometer o limite de crédito da Sociedade com o banco intermediador, foi instituída umacláusula de “reset”. Através desse instrumento, as operações de “swap” são liquidadas integralmente quando as posiçõeslíquidas, trazidas a valor presente, ultrapassam um determinado percentual estabelecido no contrato. O resultado desseprocedimento pode afetar o fluxo de caixa da Sociedade, gerando ou requerendo recursos para cobertura das liquidaçõesdas posições de “swap”, nos momentos em que ocorre o “reset”.

Compra de Energia de Itaipú: As suas controladas estão expostas em suas atividades operacionais, à variação cambialna compra de energia elétrica de Itaipú. O mecanismo de compensação - CVA protege as empresas de eventuais perdas,conforme comentado nas notas 3 e 10.

Risco de Taxa de Juros: Esse risco é oriundo da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em perdas por contade flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captadosno exterior. As suas controladas têm pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra esse risco (vide “swap”relacionado ao Floating Rate Notes comentado acima).

Risco de Crédito: O risco surge da possibilidade das suas controladas virem a incorrer em perdas resultantes dadificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade e suas controladascomo baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e corte de fornecimento paraconsumidores inadimplentes.

Risco quanto à Escassez de Energia: A energia vendida pelas suas controladas basicamente é gerada por usinashidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas eresultar em perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novoprograma de racionamento, como o verificado em 2001. Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional doSistema Elétrico – ONS, não prevê para os próximos anos um novo programa de racionamento.

Risco de Aceleração de Dívidas: A Sociedade e suas controladas possuem contratos de empréstimos, financiamentos edebêntures, com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas aoatendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e nãolimitam a capacidade de condução do curso normal das operações.


A Sociedade e suas controladas mantêm políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança erentabilidade de seus ativos. Desta forma possui procedimentos de controles e acompanhamentos das transações e saldosdos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos das suas controladas, em 31 de dezembro de 2003 são descritos aseguir, bem como os critérios para sua valorização e avaliação nas demonstrações financeiras:

Disponibilidades: Compreendem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras. O valor de mercado desses ativosaproxima-se dos valores demonstrados nos balanços patrimoniais.

Ativos e Passivos Regulatórios: São compostos, basicamente, pela Recomposição Tarifária Extraordinária, Energia livre,Parcela A, Diferencial de Reajustes Tarifários e CVA. Esses créditos e débitos decorrem dos efeitos do plano deracionamento de 2001 e outros valores relacionados ao diferimento de custos e receitas tarifárias. Esses valores estãoavaliados conforme critérios definidos pela ANEEL, de acordo com as características descritas nas notas 3, 5 e 10.

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Empréstimos e Financiamentos: Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota n° 18. Conforme descrito acima, em 31 de dezembro de 2003 as suas controladasmantinham instrumentos de troca de resultados financeiros para seus empréstimos denominados em moeda estrangeira ejuros internacionais. Esses instrumentos contratados têm como objetivo proteger as operações das suas controladasdecorrentes de variações cambiais e juros internacionais e não são utilizados para fins especulativos.

Debêntures: As debêntures lançadas pela Sociedade e suas controladas não são negociadas no mercado e estão avaliadasconforme os critérios estipulados quando de sua emissão, conforme características definidas na nota n° 18.

Investimentos em controladas: a Sociedade possui investimentos avaliados pela equivalência patrimonial em empresascujas ações são negociadas no mercado de capitais. A administração da Sociedade entende que o valor de negociaçãodessas ações não é representativo do valor de mercado das respectivas empresas dado o pequeno volume de transações dasmesmas no mercado.

32 - Fatos Relevantes

A controlada CPFL Piratininga teve suas tarifas de fornecimento e de suprimento reajustadas, conforme descrito a seguir:

a) Revisão Tarifária

Em cumprimento ao disposto no Contrato de Concessão do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica nº 009/2002,celebrado entre a CPFL Piratininga e a União em 23 de setembro de 2002, a ANEEL realizou a primeira revisão periódicatarifária da controlada.

Conforme dispõe a Resolução ANEEL nº 336/2001, que aprovou a cisão da Bandeirante, quando da primeira revisãotarifária da CPFL Piratininga e da Bandeirante, será aplicado às tarifas de fornecimento o menor índice dereposicionamento tarifário apurado entre as duas concessionárias. Nesta revisão, o reposicionamento da CPFL Piratiningafoi de 19,58% e o da Bandeirante, de 18,08%.

Portanto, em 22 de outubro de 2003, a ANEEL fixou o reposicionamento tarifário da CPFL Piratininga em 18,08%, a seraplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Com o objetivo de amenizar o impacto dos índices nas tarifasdos consumidores, sem retirar o direito contratual da concessionária de manter seu equilíbrio econômico-financeiro, aANEEL determinou a aplicação em etapas dos índices de reposicionamento.

Desta forma a CPFL Piratininga reajustou suas tarifas, a partir de 23 de outubro de 2003, em 14,68%. A diferença de 3,4%em relação ao reposicionamento tarifário total será aplicada de forma escalonada, em três parcelas anuais, de 2004 a 2006.Em 2007, será realizada nova revisão tarifária.

b) Novo Modelo do Setor Elétrico

O Governo Federal, através das Medidas Provisórias 144 e 145/2003, divulgou um projeto do novo modelo do setorelétrico brasileiro.

Três novas estruturas estão sendo criadas dentro no novo modelo: i) a Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE,encarregada de fazer estudos do planejamento da expansão e transmissão de energia; ii) a Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica – CCEE, encarregada da definição de normas para comercialização de energia e iii) o Comitê deMonitoramento do Setor Elétrico – CMSE, encarregado do monitoramento permanente da segurança de suprimento.

Com a criação dessa nova estrutura, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE passará a suceder oMercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE. Nessa nova estrutura, o Presidente do Conselho de Administração daCCEE, terá poder de veto, e será indicado pelo Governo Federal.

O novo modelo, além da criação das novas instituições citadas, também redefine as atribuições dos diversos agentesinstitucionais existentes, restituindo ao Ministério das Minas e Energia o papel de Poder Concedente, passando a ANEELa exercer, exclusivamente, a função reguladora, fiscalizadora e mediadora. O Operador Nacional do Sistema – ONS passaa ter 3 diretores indicados pelo Poder Executivo, dos 5 que compõem sua estrutura.

539

As principais alterações previstas são:

Definição de dois ambientes de contratação de energia:

i) o regulado, onde todas as compras de energia serão feitas por meio de licitação, através de “pool”, pelo critério de menortarifa;

ii) o livre, onde se inscrevem todos os consumidores livres e os comercializadores com capacidade de negociar seuscontratos de suprimento;

iii) As distribuidoras deverão contratar 100% da sua carga;

iv) Ênfase no planejamento governamental centralizado e determinativo para as novas obras do setor;

v) Firme controle governamental sobre o mercado e sua regulamentação;

vi) Limitação ao “self-dealing”, com proibição de uma geradora vender energia diretamente a uma distribuidora do mesmogrupo econômico;

vii) Novas licitações dos empreendimentos de geração de energia pelo critério de menor tarifa;

viii) Contratos de suprimento de longo prazo definidos em processos de licitação;

ix) Concessão de licença prévia ambiental como pré-requisito para as licitações das novas usinas hidrelétricas e linhas detransmissão;

x) Obrigatoriedade de incorporação das redes particulares existentes na área de concessão;

xi) Definição de instrumentos mais eficazes na legislação destinados ao combate à inadimplência dos consumidores.

As propostas de alteração do modelo do setor elétrico deverão impactar os negócios de suas controladas, porém ainda nãoé possível quantificar seus possíveis efeitos.

c) Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, estabeleceu o valor de R$ 0,004681 para o Encargo de Aquisição deEnergia Elétrica Emergencial, com vigência no período de 1º a 31 de janeiro de 2004.

d) Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC

Através de aprovação em reunião do Conselho Administração, realizada em 28 de janeiro de 2004, e com anuência daANEEL, obtida em ofício datado de 25 de junho de 2003, a controlada CPFL Piratininga lançou um Fundo de Investimentoem Direitos Creditórios – FIDC para captação na ordem de R$ 150 milhões, cujo montante ingressou em março/2004.

O FIDC será administrado pelo Banco Votorantim, cuja estrutura consiste na captação de recursos com liquidaçãovinculada ao recebimento de faturamento da controlada CPFL Piratininga e terá 36 meses de prazo total, com 36amortizações mensais. A remuneração da operação terá uma taxa de 107% do Certificado do Depósito Interfinanceiro –CDI.

e) Captação de Recursos IFC – International Finance Corporation

A CPFL Energia S.A., em 27 de fevereiro de 2004, efetivou a captação de recursos no montante de US$ 40 milhões dedólares americanos, junto ao IFC – International Finance Corporation, com prazo de vencimento de 7 anos, atualizadomonetariamente pela “Taxa Libor”, acrescido de juros de 5,25% a.a., com amortizações semestrais, sendo que aamortização do principal tem carência até 25 de junho de 2005. As garantias são, basicamente, ações e dividendos decontroladas e fiança dos acionistas controladores.

540

541

542

DIRETORIA EXECUTIVA

Wilson P. Ferreira JúniorDiretor Presidente

Reni Antonio da Silva Nilo Marcos Mingroni CeccoDiretor Vice Presidente de Estratégia e Regulação Diretor Vice Presidente Financeiro

e de Relação com Investidores

Paulo Cezar C.Tavares Hélio Viana PereiraDiretor Vice Presidente de Gestão Energia Diretor Vice Presidente de Distribuição

Miguel Normando Abdalla SaadDiretor Vice Presidente de Geração

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Carlos Ermírio de MoraesPresidente

Luiz Carlos Siqueira AguiarVice Presidente

Conselheiros

Cid Alvim Lopes de Resende Aloísio Macário Ferreira de Souza

Mário da Silveira Teixeira Júnior Joilson Rodrigues Ferreira

Luiz Maurício Leuzinger Rosa Maria Said

Otávio Carneiro de Rezende Suzana Hanna Stiphan Jabra

Francisco Caprino Neto Martin Roberto Glogowsky

CONSELHO FISCAL

Inácio Clemente da Silva Ramón Pérez Arias Filho

Ivan Mendes do Carmo

Ubaldo Evangelista Neto Sérgio Paulo Silva

DIRETORIA DE CONTABILIDADE

Antônio Carlos Bassalo Sérgio Luiz FeliceDiretor de Contabilidade Gerente de Contabilidade

CRC 1SP085131/O-8 CRC 1SP192767/O-6

543

• Informações Trimestrais da CPFL Energia S.A. relativas ao período de seis meses encerrado em 30.06.2004


544

545

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Legislação Societária

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 30/06/2004

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 - NIRE01866-0 CPFL ENERGIA S.A. 02.429.144/0001-93 33300167/62-5

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFRua Ramos Batista, 444 Vila Olímpia 04552-020 São Paulo SP6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex19 3756-8704 - - -11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail19 3756-8777 - - [email protected]

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoJosé Antonio de Almeida Filippo Rodovia Campinas Mogi-Mirim, Km 2,5 Jardim Santana4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone13088-900 Campinas SP 19 3756-8704 - -11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail - 19 3756-8777 - - [email protected]

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 - Término01/01/2004 31/12/2004 2 01/04/2004 30/06/2004 1 01/01/2004 31/03/20049 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Amadi 060.494.668-66

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/06/2004 2 - Trimestre Anterior 31/03/2004 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/06/2003Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 4.118.698 4.118.698 3.390.9982 - Preferenciais 0 0 03 - Total 4.118.698 4.118.698 3.390.998

Em 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 Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresGestão de Participações Societárias (Holdings) Total Com 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 RCA 05/07/2004 Dividendo ON 0,0303071506

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 (Mil) Emissão (Reais)

01 30/04/2004 4.940.998 (1.543.612) Redução do Capital 0 0,0000000000

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura05/07/2004

546

RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL

Aos Acionistas e Administradores da CPFL Energia S.A.

Campinas - SP

1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais - ITR da CPFL Energia S.A. e controladas (controladorae consolidado) referentes ao trimestre e semestre findos em 30 de junho de 2004, compreendendo o balançopatrimonial, as respectivas demonstrações do resultado e o relatório de desempenho. Adicionalmente, efetuamos umarevisão especial da demonstração consolidada do resultado do trimestre e semestre findos em 30 de junho de 2003,apresentada para fins de comparação. Estas Informações Trimestrais foram elaboradas sob a responsabilidade daAdministração da Sociedade e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

2. As Informações Trimestrais da controlada indireta Rio Grande Energia S.A. - RGE relativas aos trimestres e semestresfindos em 30 de junho de 2004 e 2003 foram revisadas por outros auditores independentes, cujos relatórios de revisãoespecial foram emitidos em 20 de julho de 2004 e 7 de agosto de 2003, respectivamente. O relatório de revisãoespecial referente às Informações Trimestrais de junho de 2004 contém ressalva quanto ao diferimento de variaçõescambiais passivas líquidas. O relatório de revisão especial referente às Informações Trimestrais de junho de 2003,além da ressalva acima mencionada, contém parágrafo de ênfase sobre créditos e débitos relacionados a transações noâmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, cuja liquidação financeira dependia de homologação finalda Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e autorização do MAE. Nossas revisões, no que diz respeito (a)aos ativos totais dessa controlada indireta em 30 de junho de 2004 e 31 de março de 2004, os quais representam 10,2%e 10,0%, respectivamente, dos ativos totais consolidados; (b) aos seus prejuízos dos semestres findos em 30 de junhode 2004 e 2003, os quais representam 0,8% e 4,4%, respectivamente, dos valores totais consolidados, estão baseadasexclusivamente nos relatórios daqueles auditores independentes.

3. Nossas revisões foram efetuadas de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dosAuditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiram,principalmente, de: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira eoperacional da Sociedade e suas controladas, quanto aos critérios adotados na elaboração das informações trimestrais;e (b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre asituação financeira e nas operações da Sociedade e suas controladas.

4. Baseados em nossas revisões especiais e nos relatórios de outros auditores independentes, não temos conhecimentode nenhuma modificação relevante que deva ser feita nas Informações Trimestrais referidas no parágrafo 1 para queestas estejam de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, aplicadas de forma condizente com as normasexpedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, especificamente aplicáveis à divulgação das InformaçõesTrimestrais obrigatórias.

5. Conforme mencionado nas notas explicativas nº 13 e 14 às Informações Trimestrais, em consonância comdeterminações da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e com a anuência da Comissão de ValoresMobiliários - CVM, determinadas empresas controladas da Sociedade alteraram, retroativamente a 1o de janeiro de2004, a razão de amortização do ágio na aquisição de investimentos e na incorporação de controladora, de 10% aoano para percentual anual variável determinado pela projeção de rentabilidade futura durante os períodosremanescentes de suas concessões. Adicionalmente, os saldos dos ágios decorrentes da incorporação de controladoraforam reclassificados do ativo diferido para o ativo imobilizado.

6. Conforme descrito na nota explicativa n° 4 às Informações Trimestrais, as controladas da Sociedade, ao longo do anode 2002 e 2003 e durante o semestre findo em 30 de junho de 2004, ajustaram os montantes referentes às transaçõesde energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, registrados no período de 1º. desetembro de 2000 a 31 de dezembro de 2002. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram, no consolidado,R$ 498.002 mil (vendas) e R$ 184.562 mil (compras e encargos de serviço do sistema), tendo sido liquidado, até 30de junho de 2004, o montante líquido de R$ 264.619 mil (valor recebido). As controladas da Sociedade celebraramacordos com parte de seus devedores para o recebimento dos créditos remanescentes. O montante renegociado foi deR$ 6.997 mil no consolidado, representando 14 % do total líquido a receber de R$ 48.821 mil, correspondentes àsoperações realizadas até 31 de dezembro de 2002. Esses valores foram registrados com base em cálculos preparadose divulgados pelo MAE e com base em estimativas das controladas da Sociedade e podem estar sujeitos a modificaçãodependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em suamaioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período.

547

7. Os balanços patrimoniais da CPFL Energia S.A. e controladas em 31 de março de 2004 (controladora e consolidado),apresentados para fins de comparação, foram por nós revisados e nosso relatório de revisão especial, emitido em 30de abril de 2004 incluiu parágrafo de ênfase similar ao parágrafo 6 acima. A demonstração do resultado dacontroladora para o trimestre e semestre findos em 30 de junho de 2003 foi por nós revisada e nosso relatório sobrerevisão especial, emitido em 7 de agosto de 2003, conteve ressalva quanto ao diferimento de variações cambiaispassivas líquidas, cujo efeito no trimestre e semestre findos em 30 de junho de 2004 não é relevante, além de parágrafode ênfase similar ao parágrafo 6 acima.

Campinas, 23 de julho de 2004 (exceto quanto aos assuntos mencionados na Nota 32 - itens (a) e (d) e Nota 2 – item (2.2 - g),cuja data é 30 de julho e 2 de setembro de 2004, respectivamente).

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos AmadiAuditores Independentes ContadorCRC nº. 2 SP 011609/O-8 CRC nº. 1 SP 158025/O-0

As folhas das ITRs, por nós revisadas, estão rubricadas somente para fins de identificação.

548

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)


1 Ativo Total 4.505.555 4.401.065

1.01 Ativo Circulante 523.602 418.710

1.01.01 Disponibilidades 297.044 345.452

1.01.02 Créditos 226.558 73.258

1.01.02.01 Coligadas, Controladas e Controladora 197.320 53.262

1.01.02.02 Tributos a Compensar 29.238 19.996

1.01.02.03 Títulos e Valores Mobiliários 0 0

1.01.03 Estoques 0 0

1.01.04 Outros 0 0

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 57.866 381.818

1.02.01 Créditos Diversos 0 0

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 57.866 31.818

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0

1.02.02.02 Com Controladas 57.866 31.818

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 0 350.000

1.02.03.01 Adiantamento Futuro Aumento de Capital 0 350.000

1.03 Ativo Permanente 3.924.087 3.600.537

1.03.01 Investimentos 3.919.427 3.594.278

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 3.919.427 3.594.278

1.03.01.02.01 Participações Societárias Permanentes 3.931.805 3.606.638

1.03.01.02.02 Ágio e Deságio (12.378) (12.360)

1.03.01.03 Outros Investimentos 0 0

1.03.02 Imobilizado 0 0

1.03.03 Diferido 4.660 6.259

549

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)


2 Passivo Total 4.505.555 4.401.065

2.01 Passivo Circulante 261.878 177.304

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 104.536 685

2.01.01.01 Encargos de Dívidas 4.536 685

2.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 100.000 0

2.01.02 Debêntures 31.148 176.241

2.01.02.01 Encargos de Debêntures 31.148 176.241

2.01.03 Fornecedores 363 351

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 998 17

2.01.05 Dividendos a Pagar 124.826 0

2.01.06 Provisões 4 8

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.01.08 Outros 3 2

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 846.290 838.334

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 124.300 116.344

2.02.02 Debêntures 721.990 721.990

2.02.03 Provisões 0 0

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.02.05 Outros 0 0

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 0

2.05 Patrimônio Líquido 3.397.387 3.385.427

2.05.01 Capital Social Realizado 3.397.387 4.940.998

2.05.02 Reservas de Capital 0 0

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 0 0

2.05.04.01 Legal 0 0

2.05.04.02 Estatutária 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0

2.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 (1.555.571)

550


01/04/2004 a 01/01/2004 a 01/04/2003 a 01/01/2003 a

Código Descrição 30/06/2004 30/06/2004 30/06/2003 30/06/2003

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 0

3.02 Deduções da Receita Bruta 0 0 0 0

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 0 0 0 0

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos 0 0 0 0

3.05 Resultado Bruto 0 0 0 0

3.06 Despesas/Receitas Operacionais 189.099 177.140 (86.042) (326.881)

3.06.01 Com Vendas 0 0 0 0

3.06.02 Gerais e Administrativas (6.451) (11.094) (6.020) (10.185)

3.06.03 Financeiras (37.667) (69.460) (75.791) (190.800)

3.06.03.01 Receitas Financeiras 8.705 20.002 2.602 3.483

3.06.03.02 Despesas Financeiras (46.372) (89.462) (78.393) (194.283)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 52.110 52.110 0 0

3.06.04.01 Juros sobre o Capital Próprio 52.110 52.110 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 181.107 205.584 (4.231) (125.896)

3.06.06.01 Companhia Paulista de Força e Luz 140.093 117.600 (10.876) (136.859)

3.06.06.02 CPFL Geração de Energia S.A. 20.651 36.722 (4.378) (24.242)

3.06.06.03 CPFL Comercialização Brasil S.A. 20.363 51.262 11.023 35.205

3.07 Resultado Operacional 189.099 177.140 (86.042) (326.881)

3.08 Resultado Não Operacional (204) (204) 0 0

3.08.01 Receitas 33 33 0 0

3.08.02 Despesas (237) (237) 0 0

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 188.895 176.936 (86.042) (326.881)

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social 0 0 0 0

3.11 IR Diferido 0 0 0 0

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias 0 0 0 0

3.12.01 Participações 0 0 0 0

3.12.02 Contribuições 0 0 0 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio (52.110) (52.110) 0 0

3.15 Lucro/Prejuízo do Período 136.785 124.826 (86.042) (326.881)

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 4.118.698 4.118.698 3.390.998 3.390.998

LUCRO POR AÇÃO 0,03321 0,03031

PREJUÍZO POR AÇÃO (0,02537) (0,09640)

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04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

1 - Contexto Operacional

A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Sociedade”) é uma sociedade por ações de capital aberto. A Sociedade tempor objetivo principal atuar como holding, participando no capital de outras sociedades dedicadas, primariamente, àdistribuição, geração e comercialização de energia elétrica.

A Sociedade possui participações diretas e indiretas nas seguintes sociedades:

1.1 - Participações Diretas:

Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL

A Companhia Paulista de Força e Luz (“CPFL Paulista”) é uma sociedade por ações de capital aberto, que tem por objetoprincipal a prestação de serviços públicos de distribuição e comercialização de energia elétrica, para o que possuiconcessão por prazo de 30 anos, que se encerra em 2027, podendo este prazo ser estendido por igual período adicional. A área de concessão da CPFL Paulista contempla 234 municípios do Estado de São Paulo, equivalente a 90.440 km2,abrangendo uma economia bastante diversificada, baseada principalmente na indústria, serviços e agropecuária,atendendo, aproximadamente, 3,0 milhões de consumidores. A Sociedade detém 94,94% do capital total da CPFL Paulista.


A CPFL Geração de Energia S.A. (“CPFL Geração”) é uma sociedade por ações de capital aberto. A partir de 1.º de janeirode 2003 passou a atuar como holding de participações em empreendimentos de geração de energia. Em conformidade como processo de reestruturação societária, através da Resolução ANEEL n.º 782/2002, foi autorizado, com efeitos a partir de1.º de janeiro de 2003, o aumento de capital na empresa CPFL Centrais Elétricas S/A (“CPFL Centrais Elétricas“) realizadoatravés da subscrição e integralização, pela CPFL Geração, de ativos e passivos de sua titularidade, representados,principalmente, por 19 Pequenas Centrais Geradoras de Energia Elétrica com potência nominal de 143,46 MW e 01 usinatermelétrica, todas localizadas no interior do Estado de São Paulo. A Sociedade detém 97,01% (95,62% em 31 de marçode 2004) do capital total da CPFL Geração.

CPFL Comercialização Brasil S.A.

A CPFL Comercialização Brasil S.A. (“CPFL Brasil”) é uma sociedade por ações de capital fechado, que teve a totalidadede seu capital social subscrito pela Sociedade em 13 de agosto de 2002. A CPFL Brasil tem por objeto principal acomercialização de energia, a prestação de serviços associados, vinculados ou necessários para a comercialização deenergia, o assessoramento estratégico, institucional e financeiro para compradores e vendedores de energia elétrica e paraoutras entidades atuantes no setor de energia nacional e internacional. A CPFL Brasil teve suas atividades operacionaisiniciadas a partir de janeiro de 2003.

1.2 - Participações Indiretas


A Companhia Piratininga de Força e Luz (“CPFL Piratininga”) é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionáriado serviço público de energia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia para aproximadamente 1,2milhões de consumidores nas regiões da Baixada Santista, Sorocaba, Jundiaí, Indaiatuba, Salto e Itú. Seu prazo deconcessão se encerra em outubro de 2028, podendo ser estendido por período adicional de 30 anos. A CPFL Piratininga écontrolada atualmente pela Draft I Participações S.A., subsidiária integral da CPFL Paulista. A Draft I detém 97,41% docapital total da CPFL Piratininga.

Rio Grande Energia S.A. - RGE

A Rio Grande Energia S.A. (“RGE”), é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária do serviço público deenergia elétrica, atuando principalmente na distribuição de energia elétrica a cerca de 1,1 milhões de consumidores, nasregiões norte e nordeste do Estado do Rio Grande do Sul. Possui prazo de concessão de trinta anos até o ano de 2027,podendo ser estendido por período adicional de 30 anos. O controle acionário atual de 67,07% do capital total da RGE foiadquirido pela controlada CPFL Paulista em julho de 2001.

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SEMESA S.A.

A SEMESA S.A. (“SEMESA”) é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo de participar noAproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa, localizado no Rio Tocantins, no estado de Goiás, cuja potência instalada éde 1.275 MW. A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Serra da Mesa pertence à Furnas Centrais Elétricas S.A.(“FURNAS”), que lhe foi outorgada pelo Decreto n.º 85.983/81, pelo prazo de 30 anos, prorrogada posteriormente até oano de 2030. A SEMESA detém a concessão, bem como os respectivos bens vinculados à Usina Hidrelétrica de Ponte doSilva, localizada no Rio São Luiz, no Estado de Minas Gerais, que foi outorgada em outubro de 1989, pelo prazo de 30anos. A CPFL Geração detém 100% do capital total da SEMESA.

CERAN - Companhia Energética Rio das Antas

A Companhia Energética Rio das Antas (“CERAN”) é uma sociedade por ações de capital fechado, que tem por objeto aimplantação e exploração dos aproveitamentos hidrelétricos de Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho, cuja potênciainstalada prevista é de 360MW, conforme Contrato de Concessão, assinado em 15 de março de 2001. O cronograma deimplantação das usinas estima o início das operações para o segundo semestre de 2004 na UHE de Monte Claro, segundosemestre de 2006 na UHE de Castro Alves e primeiro semestre de 2007 na UHE 14 de Julho. A CERAN é controlada pelaCPFL Geração, que detém 65,00% de seu capital total.


A Campos Novos Energia S.A. (“ENERCAN”) é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo de construir,operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétrico de Campos Novos, cuja potência instalada será de 880 MW, localizadono Rio Canoas, entre os municípios de Campos Novos e Celso Ramos, no Estado de Santa Catarina. A concessão foioutorgada pela ANEEL, através do contrato n.º 043/2000, de 29 de maio de 2000. As obras estão em fase de escavações econcretagem das principais estruturas. O prazo para conclusão das obras está previsto para janeiro de 2006. A ENERCANé controlada pela CPFL Geração, que detém 48,72% do seu capital total.

Energética Barra Grande S.A.

A Energética Barra Grande S.A. (“BAESA”) é uma sociedade por ações de capital fechado, constituída em 27 de setembrode 2001, como objetivo construir, operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétrico de Barra Grande, cuja potênciainstalada será de 690 MW, localizado no Rio Pelotas, entre os municípios de Anita Garibaldi e Esmeralda, na divisa dosEstados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, respectivamente. A concessão foi outorgada pela ANEEL, através docontrato n.º 31/2001, de 14 de maio de 2001. O empreendimento está em fase de escavações e concretagem das principaisestruturas. O prazo para conclusão das obras está previsto para outubro de 2005.

Em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 30 de abril de 2004, os acionistas da controlada CPFL Geraçãodeliberaram sobre a incorporação da controlada integral Barra Grande Energia S.A (antiga detentora da participação de25,01% na Energética Barra Grande – BAESA), a qual foi aprovada pela ANEEL através da Resolução n.º 114, de 22 demarço de 2004, passando a CPFL Geração a participar diretamente no capital da BAESA.


A Foz do Chapecó Energia S.A. (“Foz do Chapecó”) é uma sociedade por ações de capital fechado, com o objetivo departicipar no Consórcio Foz do Chapecó, que tem como objetivo construir, operar e explorar o Aproveitamento Hidrelétricode Foz do Chapecó, cuja potência instalada será de 855 MW, localizado no Rio Uruguai, entre os municípios de Águas doChapecó e Alpestre, na divisa dos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, respectivamente. A concessão foioutorgada pela ANEEL através do contrato n.º 128/2001 de 07 de dezembro de 2001. O empreendimento está em faseinicial do projeto executivo e processo de licenciamento ambiental. O prazo para conclusão das obras está previsto parajulho de 2008. A Foz do Chapecó é controlada pela CPFL Geração que detém 66,67% de seu capital total. A Foz doChapecó participa em 60,00% do Consórcio Foz do Chapecó.

CPFL Centrais Elétricas S.A.

A CPFL Centrais Elétricas S.A. (“CPFL Centrais Elétricas”), é uma sociedade por ações de capital fechado, constituída em06 de outubro de 1999. O controle acionário da CPFL Centrais Elétricas, originalmente pertencente à CPFL Paulista, foiadquirido em 07 de novembro de 2001, pelo seu valor patrimonial contábil, pela CPFL Geração, a fim de viabilizar futurosprojetos de participações e parcerias da Sociedade em novos investimentos.

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A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, por meio da Resolução ANEEL n.º 782/2002, autorizou, a partir de 1.º dejaneiro de 2003, aumento de capital da CPFL Centrais Elétricas, subscrito e integralizado pela CPFL Geração com ativos e passivosde sua titularidade, representados por centrais geradoras de energia elétrica. As Pequenas Centrais Geradoras de Energia Elétricatransferidas para CPFL Centrais Elétricas, que passou atuar como concessionária de serviços públicos de energia elétrica, foram:Americana, Buritis, Capão Preto, Cariobinha, Chibarro, Dourados, Eloy Chaves, Esmeril, Gavião Peixoto, Jaguari, Lençóis,Monjolinho, Salto de Pinhal, Pinhal, Salto Grande, Santana, São Joaquim, Socorro, Três Saltos, e suas respectivas concessões,denominadas em conjunto Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH’s) e a Usina Termelétrica de Carioba I.

2 - Apresentação das Informações Trimestrais

2.1 - Apresentação

As Informações Trimestrais da controladora e consolidadas são apresentadas em milhares de reais e foram elaboradas deacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, normas complementares editadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL e pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, que não prevêem o reconhecimento dos efeitosinflacionários a partir de 1.º de janeiro de 1996.

Essas ITR´s foram elaboradas segundo princípios, práticas e critérios consistentes com aqueles adotados na elaboração dasdemonstrações financeiras do último exercício social, e devem ser analisadas em conjunto com essas demonstrações, exceto pelaalteração na forma de amortização dos ágios decorrentes da aquisição de investimentos e ágios decorrentes de incorporação nascontroladas CPFL Paulista, CPFL Geração e RGE, conforme descrito nas notas n.º 13.3 e 14, respectivamente.

Com o objetivo de aprimorar as informações prestadas ao mercado, está sendo apresentada, a partir do primeiro trimestrede 2004, como informação suplementar, a Demonstração do Fluxo de Caixa (vide nota n.º 33).

2.2 - Critérios de Consolidação

As demonstrações consolidadas abrangem os saldos e transações da Sociedade e de suas controladas CPFL Paulista, CPFLGeração e CPFL Brasil. Em 30 de junho e 31 de março de 2004 e 30 de junho de 2003 os saldos de ativos, passivos, receitas edespesas foram consolidados integralmente. Anteriormente à consolidação com as demonstrações financeiras da Sociedade, asdemonstrações financeiras da CPFL Paulista e CPFL Geração são consolidadas com as de suas controladas, integral ouproporcionalmente, de acordo com as regras definidas pela Instrução CVM n.º 247/96. Respeitadas as condições descritasacima, a parcela relativa aos acionistas não controladores está destacada no patrimônio líquido e no resultado do exercício.

Adicionalmente, os seguintes procedimentos de consolidação foram adotados:

(a) Eliminação das participações no Patrimônio Líquido das controladas;(b) Eliminação do resultado de Equivalência Patrimonial; (c) Eliminação dos saldos de Ativos e Passivos entre as empresas consolidadas; (d) Eliminação dos saldos de receitas e despesas decorrentes de transações entre as Empresas; (e) Ajustes de critérios contábeis sobre as demonstrações das controladas, quando divergentes dos utilizados pela CPFL

Energia; e(f) Destaque da participação de minoritários no Patrimônio Líquido e Demonstração do Resultado do Exercício.(g) Em decorrência da inexistência de conta específica no formulário de apresentação das ITR´s, a conta de reserva de

capital, nos saldos consolidados, compreende o valor de R$6.863 em 30 de junho e 31 de março de 2004, referente avalores recebidos a título de adiantamento para futuro aumento de capital da controlada Companhia Paulista de Forçae Luz. Este saldo não faz parte das contas de patrimônio líquido da controladora e deve ser considerado, para fins dequalquer análise sobre os saldos consolidados, como um passivo exigível a longo prazo


Durante o período compreendido entre junho de 2001 e fevereiro de 2002 foi implementado um Programa Emergencial deRedução de Consumo de Energia Elétrica, que impôs metas de redução de consumo de energia.

Os principais efeitos contábeis, decorrentes do quadro emergencial instalado por conta do referido programa deracionamento de energia, podem ser resumidos como segue:

Perdas de Receita Com o Racionamento: Correspondem às perdas de receitas determinadas com base na comparaçãodas receitas de venda de energia efetivamente verificadas no período compreendido entre 1.º de junho de 2001 e 28 defevereiro de 2002, data do efetivo encerramento do programa de racionamento. Esse diferencial foi integralmenteregistrado pela CPFL Paulista e CPFL Piratininga como receita do exercício de 2001 (para o período de 1.º de junho a 31de dezembro de 2001) e 2002 (para o período de 1.º janeiro a 28 de fevereiro de 2002). Este saldo vem sendo atualizadopela SELIC, acrescido de juros de 1% ao ano, sendo realizado através da aplicação de aumentos extraordinários das tarifasde venda de energia, aprovados pela ANEEL em dezembro de 2001.

554

O ICMS incidente sobre a recomposição tarifária extraordinária, correspondente às receitas a serem faturadas, somente édevido por ocasião da emissão da respectiva fatura de energia elétrica a consumidores. As controladas CPFL Paulista eCPFL Piratininga, neste sentido, atuam como meras repassadoras do referido tributo entre os consumidores e a ReceitaEstadual e, portanto, não efetuaram registro antecipado da referida obrigação.

Energia Livre: Conforme determinado pela Resolução ANEEL n.º 249/2002, a energia produzida e disponibilizada aomercado consumidor durante o período de racionamento pelos produtores independentes e auto-produtores de energia,denominada “Energia Livre”, está sendo repassada aos geradores, pelos distribuidores, através de aumento de tarifascobradas dos consumidores.

Em 1.º de junho de 2004 a ANEEL através da republicação da Resolução Normativa 001/2004 retificou na controladaCPFL Piratininga o montante relacionado às transações de compra de energia livre no MAE, anteriormente fixado em R$47.253 para o valor de R$ 114.789 (valores a preços de 28 de fevereiro de 2002).

Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A” de Longo Prazo: Corresponde à variação dos valoresfinanceiros dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela “A” dos contratos de concessão, ocorrida entre 1.º dejaneiro a 25 de outubro de 2001 (portanto anteriormente à vigência do mecanismo da CVA), que deverá ser ressarcida àsdistribuidoras através de mecanismo de recomposição tarifária extraordinária. O saldo de Parcela “A” de Longo Prazo foihomologado pela ANEEL em 29 de agosto de 2002, e vem sendo remunerado pela taxa SELIC, conforme definido naResolução ANEEL n.º 90/2002.

Os valores relacionados aos efeitos acima descritos, registrados nas controladas, com suas respectivas movimentaçõesocorridas entre 31 de dezembro de 2003 e 30 de junho de 2004, estão apresentados no quadro abaixo:

Através da Resolução Normativa n.º 1/2004, a ANEEL redefiniu o prazo estipulado anteriormente pela Resolução ANEELn.º 484/2002, para realização dos ativos regulatórios. Os valores acima mencionados deverão ser recuperados em um prazototal de 72 meses para a controlada CPFL Paulista e 61 meses para a controlada CPFL Piratininga, contados a partir de 1.º de janeiro de 2002, período durante o qual vigorarão os aumentos tarifários extraordinários de 2,9% e 7,9%, de acordocom as classes dos consumidores, previstos na Lei n.º 10.438/2002.

Periodicamente, são preparadas projeções de resultados considerando o crescimento de seu mercado, expectativas deinflação, juros e aspectos regulatórios. AAdministração baseia-se nesses estudos para determinação da classificação dessesativos entre o curto e longo prazos e da necessidade de provisão para perdas, caso haja risco na sua realização. Até 30 dejunho de 2004, nenhuma das projeções mencionadas indica relevante necessidade de constituição de provisão para perdados valores registrados.

Durante o período em que vigorou o racionamento, foi instituído o mecanismo de bônus e sobretaxa para controle dasmetas. Os recursos arrecadados através da sobretaxa destinaram-se a custear os bônus. No consolidado, gerou saldoremanescente líquido a receber de R$ 1.739, registrado no Ativo Circulante, na rubrica “Outros”. Para fins de repasse doMinistério de Minas e Energia para as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, esses valores foram homologadospela ANEEL.

Para a implementação dos procedimentos necessários à gestão do Programa de Racionamento, as controladas incorreramem gastos totais no valor de R$ 22.069. A ANEEL homologou esses gastos, os quais estão sendo recuperados nas tarifasde fornecimento de energia elétrica na data do reajuste tarifário anual concedido a partir de abril de 2003 para CPFLPaulista e outubro de 2003, na CPFL Piratininga. Até 30 de junho de 2004 foram recuperados R$ 17.718. Os saldosrelativos a esses gastos estão classificados no Ativo Circulante, na rubrica “Outros” .

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Os valores relacionados aos efeitos acima descritos em 30 de junho e 31 de março de 2004, estão apresentados no quadroa seguir:

4 - Operações Realizadas no Âmbito do MAE

No consolidado, os saldos das contas “Consumidores, Concessionárias e Permissionárias” e “Fornecedores” de curto elongo prazos, incluem o registro dos valores referentes à comercialização de energia no MAE, relativos ao período desetembro de 2000 a junho de 2004, apurados com base em cálculos preparados e divulgados pelo MAE e com base emestimativas preparadas pela Administração das controladas. Sua liquidação financeira (incluindo aqueles registrados noPassivo Circulante) vem sendo realizada desde 30 de dezembro de 2002 e a composição é resumida da seguinte forma:

a) Operações no MAE

b) Liquidação financeira até 30 de junho de 2004

O saldo a pagar consolidado, em 30 de junho de 2004, decorrente de operações de compra, no valor de R$ 19.295, estáclassificado na conta de “Fornecedores” (R$ 16.941 como MAE e R$ 2.354, relacionados a Encargos do Serviço doSistema (vide nota 16).

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O saldo a receber decorrente de vendas de energia está classificado na conta “Consumidores, Concessionárias ePermissionários” no “ativo circulante” e “realizável a longo prazo” nos montantes de R$ 6.026 e R$ 58.754,respectivamente, (R$ 25.992 e R$ 41.339 em 31 de março de 2004, respectivamente) (vide nota n.º 6).

O referido saldo é assim composto: R$ 46.315, no consolidado referentes a “Registro Escritural Provisório”, tratando-sede créditos pendentes de homologação final pelo MAE e os restantes R$ 18.465, no consolidado, correspondem a valoresfaturados e pendentes de recebimento. Até 30 de junho de 2004, encontra-se renegociada bilateralmente a parcela de R$6.997, no consolidado, do total faturado pendente. A Sociedade e suas controladas entendem não haver riscos significativosde realização desses saldos.

Os valores de transações de compra e venda de energia no MAE e energia livre (vide nota n.º 3) podem estar sujeitos amodificação, dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor,relativos à interpretação das regras vigentes no mercado durante o período de racionamento.

5 - Disponibilidades

Na controladora, o saldo em 30 de junho de 2004, inclui aplicações financeiras, com remuneração conforme variação doCDI, no montante de R$ 254.649 (R$ 345.290 em 31 de março de 2004), no consolidado, R$ 398.674 (R$ 628.560 em 31de março de 2004), que correspondem a operações de curto-prazo, realizadas junto a instituições financeiras nacionais, emcondições e taxas normais de mercado, estando disponíveis para serem utilizadas nas operações da Sociedade e suascontroladas.

6 - Consumidores, Concessionárias e Permissionárias

No consolidado, a rubrica no circulante é oriunda, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cujacomposição, em 30 de junho e 31 de março de 2004, é como segue:

Diferencial - Reajuste Tarifário 2003: Através da Resolução n.º 565/2004, a ANEEL fixou o reposicionamento tarifárioda CPFL Piratininga em 18,08%, a ser aplicado sobre as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Com o objetivo deamenizar o impacto dos índices nas tarifas dos consumidores, sem retirar o direito contratual da concessionária de manterseu equilíbrio econômico-financeiro, a ANEEL determinou a aplicação do índice de reposicionamento em etapas. Dessaforma, procedeu-se como segue:

a) Durante o primeiro ano de vigência da revisão tarifária de 2003, compreendido entre outubro de 2003 e outubro de2004, as tarifas de fornecimento de energia da CPFL Piratininga contemplarão reajuste de 14,68%, correspondente aoÍndice de Reajuste Tarifário anual (IRT).

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b) Nos reajustes anuais a serem homologados para os anos seguintes, até a próxima revisão tarifária periódica, seráacrescida à Parcela B de cada ano o valor correspondente à diferença verificada entre o reposicionamento tarifário eo Índice de Reajuste Tarifário.

c) O valor correspondente à diferença anual verificada entre o reposicionamento tarifário e o Índice de ReajusteTarifário, cuja a estimativa total é de R$ 71.149, vem sendo apropriado à receita operacional, em contrapartida à conta“Consumidores, Concessionárias e Permissionários”, considerando o cálculo “pró rata dia” para o período de 12meses, contado a partir de outubro de 2003, perfazendo, em 30 de junho de 2004, o montante de R$ 53.042 (R$ 32.600em 31 de março de 2004).

d) A reversão do ativo contabilizado dar-se-á a partir do momento em que a diferença mencionada no tópico b) acimafor efetivamente cobrada dos consumidores, o que ocorrerá a partir de outubro de 2004.

Operações Realizadas no MAE: Refere-se às operações de compra e venda de energia, realizadas no âmbito do MAE.No longo prazo está registrado o montante de R$ 58.754, conforme mencionado na nota n.º 4.

Recomposição Tarifária Extraordinária: Trata-se do saldo referente às perdas de receita com o racionamento, a seremrepassadas aos consumidores finais, conforme mencionado na nota n.º 3.

Energia Livre: Refere-se ao montante que será recebido pelas distribuidoras e repassado aos geradores, conformemencionado na nota n.º 3.

Nas controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, foi constituída “Provisão Para Devedores Duvidosos”, registradano ativo circulante, de acordo com as normas da ANEEL e com base em análise individualizada de consumidores ematraso, em montante considerado pela administração como suficiente para fazer frente a perdas com valores a receber.


A rubrica registra no ativo circulante e realizável a longo prazo, os saldos das transações realizadas entre a Sociedade, cujoa composição é como segue:

Os saldos no curto prazo estão relacionados a dividendos e juros sobre o capital próprio a receber das controladas CPFLPaulista, CPFL Geração e CPFL Brasil e no longo prazo representam, principalmente, contratos de mútuo celebrados coma controlada CPFL Piratininga, cuja remuneração é de 115% do CDI-CETIP, com vencimento previsto para 30 de setembrode 2004.

8 - Devedores Diversos

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Créditos a Receber CESP: Referem-se a créditos a receber da Companhia Energética de São Paulo - CESP, decorrentesde saldos da conta de Resultados a Compensar da CPFL Paulista, transferidas àquela empresa em 1993, com vencimentofinal em dezembro de 2009. No consolidado, o saldo total monta R$ 189.155 (R$ 179.124 em 31 de março de 2004) e asparcelas recebíveis a longo prazo, no montante de R$ 157.088 (R$ 149.171 em 31 de março de 2004), estão registradas naconta “Devedores Diversos”, no Realizável a Longo Prazo. O saldo é atualizado conforme a variação do dólar norteamericano, acrescido de juros calculados sobre 50% da Taxa Libor Trimestral, e de “Spread” à taxa de 0,40625% ao ano.

9 - Tributos a Compensar

Em 30 de junho e 31 de março de 2004, os saldos dos tributos a compensar são compostos como segue:

No consolidado, o saldo no realizável a longo prazo, no valor de R$ 24.256 (R$ 24.184 em 31 de março de 2004), refere-se a valores a serem recuperados de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS, incidente sobre aaquisição de materiais aplicados no Ativo Imobilizado.

10 - Diferimento de Custos e Ganhos Tarifários

A composição do saldo da Conta de Compensação de Variação de custos da Parcela A - CVA, é como segue:

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A Lei n.º 10.438/2002, em conjunto com as Portarias Interministeriais n.º 296/2001 e n.º 25/2002, e com a ResoluçãoANEEL n.º 90/2002, criou mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis, incorridaspelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Esses custos são representados, principalmente, por: tarifa derepasse de potência proveniente de Itaipu Binacional, tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de ItaipuBinacional, quota de recolhimento à conta de consumo de combustíveis - CCC, tarifa de uso das instalações de transmissãointegrantes da rede básica, compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos, energia comprada estabelecidanos contratos iniciais, quota de reserva global de reversão - RGR, taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica -TFSEE, encargos de conexão e quotas de recolhimento à CDE - Conta de Desenvolvimento Energético.

10.1 - Parcela “A”

A recuperação desse custo dar-se-á através do mecanismo da Recomposição Tarifária Extraordinária, a iniciar-se após oprazo estipulado pela ANEEL para recuperação dos ativos relacionados à perda de receita e energia livre, conformeResolução Normativa n.º 1, de 12 de janeiro de 2004.

10.2 - Portaria Interministerial n.º 116/2003

Através da Portaria Interministerial n.º 116/2003, a recuperação do saldo da conta de Compensação de Variação de Itensda Parcela “A” - CVA referente ao período de doze meses que antecedeu o reajuste tarifário de 2003 (abril para ascontroladas CPFL Paulista e RGE, e outubro para a controlada CPFL Piratininga) ficou adiada por doze meses.

A parcela correspondente à 50% do saldo da CVA , cuja compensação foi adiada nos termos da citada Portaria, acrescidado saldo da CVA apurado nos doze meses subseqüentes, está sendo compensada nas tarifas de fornecimento de energiaelétrica das controladas CPFL Paulista e RGE, a partir do reajuste ocorrido em abril de 2004 (outubro de 2004 para CPFLPiratininga). Os 50% remanescentes serão recuperados através do reajuste tarifário anual que ocorrerá em 2005.

A insuficiência de recursos gerada pela Portaria n.º 116/2003 foi sanada através de financiamento obtido junto ao BNDES,cujo saldo consolidado atualizado em 30 de junho de 2004 monta R$ 321.118 (R$ 277.556 em 31 de março de 2004). A liberação do referido valor ocorreu em 24 de dezembro de 2003, correspondentes a 50% do valor total a ser liberado(vide nota n.º 17).

11 - Outros

No consolidado, em 30 de junho e 31 de março de 2004, no ativo circulante, a rubrica registra o saldo composto comosegue:

Parcelamento de Débitos de Consumidores: Os Parcelamentos de Débitos de consumidores inadimplentes compreendemjuros de atualização monetária a taxas e indexadores variáveis e são considerados recuperáveis pela Administração dascontroladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE.

Fundo Vinculado a Empréstimos em Moeda Estrangeira: São garantias oferecidas quando da reestruturação da dívidade médio e longo prazos.

PERCEE - Programa Emergencial de Redução no Consumo de Energia Elétrica: Refere-se aos custos incorridos naimplementação do programa de racionamento de energia elétrica (vide nota n.º 3)

560

Ordens em Curso: Compreendem custos relacionados à desativação em andamento de bens do imobilizado e custosrelacionados com sua alienação, se aplicável. Quando da finalização do processo de desativação ou alienação, esses custossão baixados ao resultado.

Furnas - cláusula 20: Refere-se a reembolsos de despesas previstos na cláusula n.º 20 do “Acordo Operativo” da UHE deSerra da Mesa, firmado entre Furnas Centrais Elétricas S.A. e a controlada SEMESA.

12 - Créditos Fiscais Diferidos

Em atendimento às disposições da Deliberação CVM n∞. 273/1998 e da Instrução CVM n.º 371/2002, foram registrados,nas controladas, créditos fiscais diferidos decorrentes de prejuízos fiscais, de bases negativas de contribuição social ediferenças intertemporais, os quais não possuem prazo de prescrição para sua recuperação. Esses créditos estão registradosno ativo realizável a longo prazo, considerando a expectativa de sua realização, determinada com base nas projeções deresultados futuros das controladas e no limite de 30% para compensação anual dos lucros tributáveis.

Efeitos Tributários sobre a Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE: Durante 2003, as controladas CPFLPaulista e CPFL Piratininga reavaliaram os aspectos fiscais relacionados à tributação da receita registrada em 2001 e 2002,decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE. Dessa forma, a partir do terceiro trimestre de 2003, ascontroladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga passaram a adotar o regime de caixa para tributação da referida receita, emsubstituição ao regime de competência anteriormente adotado. Neste contexto, as declarações de impostos referentes aosexercícios de 2002 e 2001 foram retificadas, e os devidos ajustes contábeis foram processados.

Em 30 de junho de 2004, os principais efeitos decorrentes da mudança acima mencionada correspondem a um saldo decréditos tributários diferidos no valor de R$ 104.962 na controlada CPFL Paulista e R$ 19.921 na CPFL Piratininga, e aum saldo de obrigações de longo prazo no valor de R$ 86.419 na controlada CPFL Paulista e R$ 45.078 na CPFL Piratininga.

12.1 - Composição dos saldos

12.2 - Diferenças Temporariamente Indedutíveis

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12.3 - Composição dos Efeitos no Resultado

O resultado sem efeito tributário refere-se a prejuízos de certas empresas do grupo que operam como holding, sobre osquais não são constituídos créditos tributários.

12.4 - Expectativa de Recuperação

No consolidado, a expectativa de recuperação dos créditos fiscais diferidos está baseada nas projeções de resultadospreparadas pelas controladas e é como segue:

A referida expectativa está sujeita a alterações, uma vez que os resultados finais, quando de sua efetiva realização emperíodos subseqüentes, podem diferir daqueles considerados através das projeções. Conservadoramente, a Sociedade e suascontroladas decidiram por manter tais créditos no longo prazo.

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13 - Investimentos


No consolidado, os saldos referem-se, principalmente, aos bens do ativo imobilizado relacionados ao empreendimento naUHE de Serra da Mesa que, por estarem arrendados à Furnas, são apresentados nesta rubrica. A composição dos referidosbens, é como segue:

Os bens de renda são depreciados com base no tempo de sua vida útil estimada, conforme taxas descritas acima,estabelecidas pela ANEEL.

Os bens e instalações arrendados estão sujeitos às condições gerais do contrato de concessão detido por Furnas, que aofinal da concessão, prevê a reversão destes bens e instalações ao Poder Concedente, mediante indenização pelo valorresidual contábil.


Em 30 de junho e 31 de março de 2004, a Sociedade detém participações societárias permanentes nas seguintescontroladas:

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Em 30 de junho e 31 de março de 2004, as principais informações sobre as participações societárias são como segue:

(a) Na CPFL Paulista foram deduzidos do Patrimônio Líquido os “Recursos Destinados para Aumento de Capital”, no valor de R$ 6.863,em 30 de junho de e 31 de março de 2004.(b) A participação é ajustada em função das ações em tesouraria.(c) Na CPFL Geração foi considerado a variação de participação de 95,6214% para 97,0137% em junho/2004.

Da totalidade das ações da controlada CPFL Paulista detidas pela Sociedade, 34,08% estão caucionadas em garantia deemissões de debêntures.

13.3 - Ágio ou Deságio

Em 30 de junho e 31 de março de 2004, na controladora, os saldos são representados, principalmente, pelo deságio apuradona compra de ações da controlada CPFL Paulista em 2001:

No consolidado, a composição da conta de ágio ou deságio é como segue:

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No consolidado, em 30 de junho de 2004, foi efetuada alteração no critério de amortização do ágio na aquisição dascontroladas RGE (através da controlada CPFL Paulista), CPFL Piratininga (através da controlada Draft I) e SEMESA(através da controlada CPFL Geração), anteriormente amortizados de forma linear pelo período de 10 anos, passando ossaldos em 31 de dezembro de 2003, a serem amortizados proporcionalmente às curvas do lucro líquido projetado para operíodo remanescente do contrato de concessão para as controladas RGE e CPFL Piratininga e na SEMESA para o períodoremanescente de seu contrato de arrendamento. Este procedimento foi adotado de modo consistente com o descrito na notan.º 14, referente à amortização de ágios decorrentes de incorporações de controladoras.

O efeito decorrente da mudança no critério de amortização descrita acima, para o semestre findo em 30 de junho de 2004,é uma redução de despesa de amortização de ágio de R$ 52.516 no consolidado.

A aplicação deste método de amortização do ágio, inclusive o mencionado na nota n.º 14 sob o título “Outros Ativos NãoVinculados à Concessão”, sobre o encerramento do 1.º trimestre de 2004, implicaria em alteração no patrimônio líquido enos resultados referentes ao 1.º e 2.º trimestres de 2004 (líquido dos efeitos tributários), não alterando os valoresacumulados do 1.º semestre de 2004, conforme demonstrado abaixo:

As informações trimestrais da controlada CPFL Paulista em 30 de junho e 31 de março de 2004 foram revisadas pelosmesmos auditores da Sociedade e os respectivos relatórios de revisão especial foram emitidos em 23 de julho (excetoquanto ao assunto mencionado na nota n.º 30 itens a) e d), cuja data é 30 de julho de 2004) e 30 de abril de 2004,respectivamente, contendo parágrafo de ênfase sobre valores líquidos a receber relacionados à compra e venda de energiano MAE no montante de R$ 5.731 (R$ 6.421 em 31 de março de 2004), no consolidado, que podem vir a sofrermodificações dependendo da decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor que questionamas regras do mercado de energia durante o período do racionamento. O relatório de revisão especial emitido em 23 de julhode 2004 contempla também parágrafo de ênfase sobre a alteração, retroativamente a 1.º de janeiro de 2004, da razão deamortização do ágio na aquisição de investimentos e na incorporação de controladora, de 10% ao ano para percentual anualvariável determinado pela projeção de rentabilidade futura durante os períodos remanescentes de suas concessões.

As informações trimestrais da controlada CPFL Geração em 30 de junho e 31 de março de 2004 foram revisadas pelosmesmos auditores da Sociedade e os respectivos relatórios de revisão especial foram emitidos em 23 de julho (excetoquanto ao assunto mencionado na nota n.º 28, cuja data é 30 de julho de 2004) e 30 de abril de 2004, respectivamente,sem ressalvas e contendo parágrafo de ênfase sobre valores líquidos a receber relacionados à compra e venda de energiano MAE, no montante de R$ 43.090 (R$ 43.302 em 31 de março de 2004), que podem vir a sofrer modificaçõesdependendo da decisão de processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor que questionam as regras domercado de energia durante o período do racionamento. O relatório de revisão especial emitido em 23 de julho de 2004contempla também parágrafo de ênfase sobre a alteração, retroativamente a 1.º de janeiro de 2004, a razão de amortizaçãodo ágio na aquisição de controlada, de 10% ao ano para percentual anual variável determinado pela projeção derentabilidade futura durante o período remanescente da concessão detida pela controlada.

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14 - Imobilizado

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados nageração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados,alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEELn.º 20/1999 regulamenta a desvinculação de bens e concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendoautorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando queo produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. Extinta a concessão,operar-se-á, a reversão, ao PODER CONCEDENTE, dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se aos levantamentos,avaliações e determinação do montante da indenização devida à CONCESSIONÁRIA pelo valor residual contábil.

Imobilizado em Curso - Do saldo consolidado, o montante de R$ 784.235 em 30 de junho de 2004 (R$ 652.651 em 31 de março de 2004), refere-se basicamente a obras em andamento dos empreendimentos em fase de implantação:CERAN, ENERCAN, BAESA e FOZ DO CHAPECÓ.

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Outros Ativos Não Vinculados à Concessão: Referem-se, aos Ágios decorrentes das incorporações da DOC4Participações S.A. (antiga controladora da CPFL Paulista) e DOC 3 Participações S.A. (antiga controladora da RGE),anteriormente classificados no ativo diferido. Durante o segundo trimestre de 2004, foi efetuado mudança no critério deamortização destes ágios, cujos saldos em 31 de dezembro de 2003 passaram a ser amortizados pelo período remanescentedas concessões, proporcionalmente a curva do lucro líquido projetado das controladas CPFL Paulista e RGE, ematendimento aos Ofícios da ANEEL n.º 912/2004-SFF de 09 de junho de 2004 e n.º 908/2004-SFF de 08 de junho de 2004,respectivamente, (vide nota n.º 13). Este assunto foi submetido à apreciação da CVM, a qual manifestou-sefavoravelmente ao pleito das controladas.

O novo critério foi definido com base no Lucro Líquido Antes do Imposto de Renda (LAIR) projetado, excluindo os jurossobre o capital próprio, trazido a valor presente na data correspondente a dezembro de 2003 à taxa de 11,26% acrescido doIGP-M, com previsão de revisão anual desta curva de amortização. O efeito decorrente da mudança no critério deamortização descrita acima, para o semestre findo em 30 de junho de 2004, é uma redução de despesa de amortização deágio de R$ 143.385 no consolidado.

Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão - Representam os valores recebidos dos consumidores, bem como asdoações não condicionadas a qualquer retorno e destinadas ao custeio de investimentos para atendimento a pedido defornecimento de energia elétrica na atividade de distribuição. O prazo de vencimento dessas obrigações é aqueleestabelecido pelo órgão regulador para concessões de geração, transmissão e distribuição e sua liquidação deverá ocorrerao final da concessão. As obrigações especiais não estão submetidas à depreciação ou a qualquer forma de atualização.

A taxa de depreciação média dos ativos é de aproximadamente 5,00% ao ano no consolidado.

15 - Diferido

Na controladora, a rubrica registra o saldo da comissão paga, relacionada à segunda emissão de debêntures no valor de R$ 16.096, que está sendo amortizado linearmente em 18 parcelas de R$ 894, até outubro de 2004. Até 30 de junho de2004 foram amortizados R$ 12.520. Adicionalmente, registra o saldo da comissão paga à Bunge Alimentos S.A.,relacionada a contrato de cessão de créditos, no valor de R$ 1.084, à ser amortizada em 24 meses a partir de outubro de2004. No consolidado, a rubrica registra as seguintes posições:

Diferimento da Variação Cambial: De acordo com as Deliberações CVM nos. 404 e 409/2001, as controladas CPFLPaulista e RGE optaram por diferir o resultado liquido negativo decorrente do ajuste dos valores em reais de obrigações ecréditos denominados em moeda estrangeira, ocorrido no ano de 2001. O valor diferido está sendo amortizado linearmente,respeitando as datas de vencimentos dos contratos, em até 04 (quatro) anos, a partir do exercício de 2001, inclusive.

Diferido em Curso: Refere-se a gastos com a implantação e modernização de sistemas e processos corporativos dacontrolada CPFL Paulista.

567

16 - Fornecedores

Na controladora, os saldos em 30 de junho e 31 de março de 2004 estão relacionados, principalmente, a serviços prestadospor terceiros. No consolidado a composição dos saldos é como segue:

Os saldos de fornecedores no Exigível a Longo Prazo, em 30 de junho e 31 de março de 2004, estão relacionados à energialivre a ser repassada aos geradores (vide nota n.º 3).

Repasse de Energia Livre aos Geradores

Em março de 2004, através da Resolução Normativa n.º 45/2004, os percentuais de repasse, a serem aplicados sobre omontante arrecadado mensalmente a título de Recomposição Tarifária Extraordinária, foram alterados, passando de 25,34%para 24,9757% (31,12% para 11,32% na controlada Piratininga). O produto da aplicação desse percentual ao valorarrecadado da RTE vem sendo repassado, desde o mês de fevereiro 2003, às empresas geradoras.

17 - Encargos de Dívidas, Empréstimos e Financiamentos e Debêntures

Em 30 de junho e 31 de março de 2004, os saldos de principal e encargos do endividamento em moeda nacional e moedaestrangeira da Sociedade e controladas estão registrados como segue:

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BNDES Repotencialização PCH´s- Corresponde a financiamento concedido à CPFL Geração, destinado àrepotencialização de PCH’s (pequenas centrais hidrelétricas), que vem sendo amortizado em 84 parcelas mensais esucessivas, a partir de fevereiro de 2003. Sua atualização está atrelada parte à TJLP, acrescida de juros de 3,5% a.a., e parteà cesta de moedas do BNDES (“UMBND”), cujo maior indexador é o dólar norte-americano, com juros fixos de 3,5% a.a.e juros variáveis calculados com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES nacaptação de recursos e imposto de renda. O empréstimo está garantido por recebíveis e aval da controlada CPFL Paulista.

BNDES - Investimento - Corresponde ao financiamento dos programas de investimentos de distribuição e geração deenergia elétrica nas controladas, cujas condições são como segue:

Na controlada CPFL Paulista, está dividido em duas tranches, “A” e “B”, tendo 18 e 30 meses de carência,respectivamente, sendo amortizado em 78 parcelas mensais e sucessivas a partir de outubro de 2000 e outubro de 2001,respectivamente, com atualização pela TJLP e juros de 3,25% ao ano. Como garantia, está vinculada a receita provenienteda prestação de serviços de fornecimento de energia elétrica. Em 30 de junho, o empréstimo totaliza R$ 72.738 (R$ 78.105em 31 de março de 2004).

Na controlada CPFL Piratininga, o saldo refere-se ao contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimocontratado com o BNDES, com juros de 3,45% a.a., sendo amortizado em 48 parcelas mensais a partir de 15 de maio de2002, estando representado por notas promissórias e garantido pela arrecadação de recebíveis na venda de energia elétrica.Em 30 de junho, totaliza R$ 286 (R$ 322 em 31 de março de 2004).

A parcela mais significativa do saldo é representada por financiamentos dos projetos de geração de energia nas subsidiáriasda controlada CPFL Geração, os quais, em 30 de junho de 2004, totalizam R$ 364.445 (R$ 309.068 em 31 de março de2004), e são compostos como segue:

(a) Empréstimo de R$ 115.218 (R$ 109.610 em 31 de março de 2004) tomado pela controlada BAESA, amortizável em144 parcelas mensais e sucessivas, a partir de 15 de setembro de 2006 e a partir de 15 de novembro de 2006, para ossubcréditos “A”, “C” e “E”. A atualização dos subcréditos “A” e “C” está atrelada à TJLP, acrescida de 3,125% a.a.Já a atualização do subcrédito “E” está sujeita à cesta de moedas do BNDES (“UMBND”), cujo maior indexador é odólar norte-americano, com juros fixos de 3,125% a.a. e juros variáveis calculados com base no custo médioponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos. Este empréstimo estágarantido pelo penhor de 25,01% das ações da BAESA de propriedade da CPFL Geração.

(b) Empréstimo de R$ 193.373 (R$ 152.150 em 31 de março de 2004) tomado pela controlada ENERCAN, amortizávelem 144 parcelas mensais e sucessivas a partir de abril de 2007, sendo que sua atualização está atrelada parte à cestade moedas do BNDES (“UMBND”), cujo maior indexador é o dólar norte-americano, com juros fixos de 4% a.a. ejuros variáveis calculados com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDESna captação de recursos, e parte à TJLP, acrescida de juros de 4% a.a. Este empréstimo está garantido pelo penhor de48,72% das ações da ENERCAN de propriedade da CPFL Geração.

(c) Em 09 de fevereiro de 2004 foram assinados contratos de financiamentos para as obras do Complexo CERAN, nomontante de R$ 283.273, sendo R$ 156.523 diretamente com o BNDES e R$ 126.750 mediante repasse do BNDESaos seus agentes financeiros - Banco do Brasil S.A., Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul - BRDE,Banco do Estado do Rio Grande do Sul - Banrisul e Caixa Estadual S.A. - Agência de fomento/RS. Em 30 de junhode 2004, o montante já liberado representa R$ 99.604, sendo R$ 55.854 (R$ 47.308 em 31 de março de 2004) derecursos do BNDES e R$ 43.750 dos agentes financeiros. Os contratos de financiamentos estão subdivididos em 4(quatro) subcréditos para cada usina do Complexo CERAN, sendo atualizados em parte pela média ponderada dascorreções cambiais incidentes sobre os recursos captados pelo BNDES em moeda estrangeira (Cesta de Moeda) e emparte pela TJLP, ambos acrescido da taxa de 5% ao ano, a título de spread. O vencimento final do principal ocorre em15 de janeiro de 2016 para a Usina Monte Claro, 15 de novembro de 2017 para a usina Castro Alves e 15 de fevereirode 2018 para a Usina 14 de Julho. Estes financiamentos estão garantidos por aval da CPFL Energia e penhor de 65%das ações da CERAN de propriedade da CPFL Geração.

569

BNDES - Ativo Regulatório, CVA e FINEM

Os empréstimos acima estão garantidos pela arrecadação de recebíveis na venda de energia elétrica das controladas.

BRDE - Refere-se a contrato de abertura de crédito, assumido pela controlada RGE no processo de cisão e privatização daCompanhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE, sendo atualizado pelo IGPM, acrescido de juros de 12% ao ano. Asamortizações são mensais, com vencimento final previsto para 30 de setembro de 2006, tendo sido dada como garantia aarrecadação de venda de energia da RGE.

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios - FIDC - Através de aprovação em reunião do Conselho deAdministração, realizada em 28 de janeiro de 2004, e com anuência da ANEEL, obtida em ofício datado de 25 de junhode 2003, a controlada CPFL Piratininga lançou um Fundo de Investimento em Direitos Creditórios - FIDC para captaçãoda ordem de R$ 150 milhões, cujo montante ingressou em março/2004. O FIDC é administrado pelo Banco Votorantim,cuja estrutura consiste na captação de recursos com liquidação vinculada ao recebimento de faturamento da Piratininga etem amortizações mensais, num período de 36 meses. Esta operação tem juros de 115% da variação do CDI - Certificadodo Depósito Interfinanceiro. Como condição para funcionamento do fundo, estipulada contratualmente, a controlada CPFLPiratininga adquiriu parte das cotas do próprio fundo, cujo valor em 30 de junho de 2004, monta em R$ 9.023. Tal saldoencontra-se reduzindo o valor do passivo de R$ 141.189, perfazendo um saldo passivo líquido de R$ 132.166 em 30 dejunho de 2004.

Furnas - O empréstimo da controlada indireta SEMESA junto a Furnas está sujeito à atualização pela variação do IGP-Me juros de 10% a.a., com vencimento em 24 parcelas mensais a partir de 2008, tendo como garantia a energia produzidapela UHE Serra da Mesa, conforme Contrato Geral assinado entre Semesa e Furnas.

Floating Rate Notes - Refere-se à captação, pela controlada CPFL Paulista, de recursos no mercado externo, no montantede US$ 300 milhões, realizada no segundo trimestre de 2001, para aquisição do controle acionário da RGE, contratadosjunto a um consórcio de bancos.

Esse empréstimo tem prazo de vencimento final de 5 anos e carência de 20 meses para início do pagamento do principal.Os juros vêm sendo pagos semestralmente a partir de dezembro de 2001 e a amortização do principal iniciou-se em 19 defevereiro de 2003. Através de mecanismo de “Swap”, toda esta dívida foi convertida para custo local, correspondente a93,65% e 94,75% da variação do CDI (Certificado de Depósito Interbancário), respectivamente, para as parcelas de US$100 milhões e US$ 200 milhões.

Operações de SWAP: O saldo refere-se às perdas verificadas no período, decorrentes de contratos que visam cobrir osriscos advindos das operações de empréstimos e financiamentos captados em moeda estrangeira (vide nota n.º 31). Em 30de junho de 2004, apurou-se um ganho, registrado sob a rubrica de Devedores Diversos.

570

Instituições Financeiras: Contempla empréstimos e financiamentos em moeda nacional e estrangeira com a seguintecomposição:

• Moeda Nacional

Na controladora, contempla o saldo do principal e encargos no valor de R$ 101.787, relacionado à captação efetuada em21 de maio de 2004, junto ao Banco Itaú BBA, com o objetivo de alavancar o capital de giro da Sociedade. Sua atualizaçãoé calculada com base na variação do CDI acrescida de juros de 1,872605 % a.a., com vencimento programado para 17 de março de 2005.

No consolidado, inclui empréstimos obtidos junto a instituições financeiras, para a cobertura do fluxo de caixa operacional,sendo atualizados pela variação do CDI e garantidos pela arrecadação de recebíveis na venda de energia elétrica dascontroladas.

• Moeda Estrangeira

Na controladora, contempla o saldo do principal e encargos no valor de R$ 127.049, relacionado à captação de recursosjunto ao IFC - International Finance Corporation. Tais recursos destinam-se à viabilização do processo de simplificaçãoda estrutura acionária do Grupo, bem como à melhoria continua das práticas de governança corporativa e de transparênciaao mercado acionário. Os recursos captados correspondem ao montante principal de US$ 40 milhões de dólares norteamericanos, a serem pagos em 10 parcelas semestrais a partir de 15 de julho de 2005, atualizados pela variação cambial,juntamente com os juros correspondentes à “Taxa Libor” semestral acrescida de 5,25% ao ano. Este empréstimo égarantido por ações da CPFL Centrais Elétricas e pelos acionistas controladores.

O financiamento do IFC é regido por um Contrato de Investimento, celebrado entre a CPFL Energia e o IFC, através doqual foi outorgado ao IFC um bônus de subscrição de uma quantidade de ações ordinárias de emissão da Sociedadeequivalente ao valor de principal e juros devidos sob o Contrato de Investimento, dividido pelo preço de exercício da opçãode subscrição. O bônus de subscrição pode ser exercido a qualquer tempo durante o período compreendido entre a data derealização de uma Oferta Pública Inicial (IPO) pela Sociedade e junho de 2010 (ou anteriormente, sob determinadascircunstâncias), e o preço pode ser pago em dinheiro ou mediante compensação com o financiamento. O preço de exercícioé de R$2,06 por ação, sujeito à correção pela TJLP a partir de 25 de junho de 2003, além de determinados ajustes paraevitar a diluição do IFC.

No consolidado, inclui negociações realizadas pela controlada CPFL Paulista no âmbito do Plano Brady, intermediadaspelo Banco do Brasil, bem como dívidas relacionadas à Resolução 63, com a finalidade de cobertura de capital de giro.Em 30 de junho de 2004 tais dívidas totalizam R$ 146.385 (R$ 144.505 em 31 de março de 2004).

Adicionalmente, inclui a captação de recursos realizada em 2000 pela Sul Geradora Participações S.A., controlada da RGE,através da operação de Trade Finance tendo como garantia o aval da RGE e cartas de fiança. Em 30 de junho de 2004,totaliza R$ 181.453 (R$ 246.009 em 31 de março de 2004).

Debêntures: no consolidado, em 30 de junho e 31 de março de 2004, as principais informações sobre as emissões dedebêntures são como segue:

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a) Em 1.º de abril de 2003, a Sociedade emitiu 90.000 debêntures, não conversíveis, com valor nominal unitário de R$ 10, relacionadas à 1.ª série da 2.ª emissão, perfazendo o total de R$ 900.000. As debêntures desta emissão estãosendo remuneradas com base na taxa DI, acrescidas de juros de 2,85% ao ano, com prazo de vencimento em 1.º deabril de 2008 e repactuação em 1.º de outubro de 2004. Os recursos obtidos por meio da 2ª emissão de debênturesdestinaram-se ao pagamento da 1.ª emissão de debêntures e da 3.ª emissão de notas promissórias da Sociedade. No quarto trimestre de 2003, a Sociedade resgatou 17.801 debêntures, restando 72.199 debêntures em circulação.

b) Referem-se às debêntures da 1.ª emissão privada, não conversíveis em ações, da Semesa S.A.. Essas debêntures sãoatualizadas com base na variação da Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), acrescida de juros de 4% a 5% ao ano. Asdebêntures têm vencimento programado para o ano de 2009.

c) Com o propósito de captar recursos para a aquisição do controle acionário da RGE, a CPFL Paulista emitiu em 1.º dejunho de 2001, debêntures divididas em duas séries: a primeira com 44.000 debêntures, remuneradas à variação doIGP-M, acrescida de taxa de juros de 11,50% ao ano, com vencimento de 50% previsto para 01 de junho de 2007 e orestante para 01 de junho de 2008; e a segunda com 30.142 debêntures, remuneradas com base na taxa média dosDepósitos Interfinanceiros de um dia - DI, “over extra grupo”, acrescida de juros de 0,6% ao ano, com vencimentode 50% previsto para 01 de junho de 2005 e o restante para 01 de junho de 2006.

Condições Restritivas

Determinados contratos de empréstimos e financiamentos e debêntures anteriormente descritos, estão sujeitos a certascondições restritivas e contemplam cláusulas as quais requerem que a Sociedade e suas controladas mantenhamdeterminados índices financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos.

No entendimento da Administração da Sociedade e suas controladas, tais condições restritivas e cláusulas vêm sendoadequadamente atendidas, e estão descritas como segue:

CPFL Energia

• O Contrato de Investimento com o IFC limita a capacidade da Sociedade de penhorar ativos ou de realizarinvestimentos em terceiros. Além disso, referido contrato impede a distribuição de dividendos pela Sociedade e porsua controlada indireta Centrais Elétricas, acima do mínimo obrigatório, em caso de inadimplência ou situação dedefault.

• As debêntures de emissão da Sociedade prevêem a necessidade do resgate antecipado no caso de não atendimento,por parte da controlada CPFL Paulista, aos índices financeiros estabelecidos no contrato do Floating Rate Notes destacontrolada (vide abaixo).

CPFL Paulista

• O Floating Rate Notes impede a controlada CPFL Paulista de pagar dividendos, efetuar resgate de ações ou distribuircapital aos seus acionistas na situação de não atendimento a certos índices financeiros (vide abaixo) e até a quitaçãoda parcela vencível em julho de 2004.

O Floating Rate Notes estabelece, ainda, limitações na realização de investimentos em valor superior a R$ 151milhões em 2004, R$ 152 milhões em 2005 e R$ 160 milhões em 2006. Adicionalmente, o Floating Rate Notesdetermina que a controlada CPFL Paulista deva manter os seguintes índices financeiros:

a) patrimônio líquido total dividido pela soma do patrimônio líquido total e endividamento total superior a 47% (em base consolidada) e 45% (em base não consolidada);

b) EBITDA dividido pelas despesas com o pagamento de juros superior a 2,25 (em base consolidada e nãoconsolidada);

c) endividamento dividido pelo EBITDA inferior a 3,50 (em base consolidada) e 3,80 (em base não consolidada).

• Os empréstimos e financiamentos relacionados ao Programa de Investimento do BNDES possuem prioridade emrelação ao pagamento de dividendos que excedam ao mínimo obrigatório de 25%.

572

• As debêntures de emissão da CPFL Paulista determinam a manutenção da proporção entre EBITDA e despesasfinanceiras em, no mínimo, 1,5 e a proporção entre o capital social e a soma do patrimônio líquido total eendividamento total em, no mínimo, 40%.

CPFL Geração

• Os empréstimos captados do BNDES pelas controladas indiretas Campos Novos, Barra Grande e CERAN, parafinanciamento de seus projetos de geração de energia, determinam restrições ao pagamento de dividendos àcontroladora CPFL Geração acima do mínimo obrigatório de 25%, sem a prévia anuência do BNDES.

RGE

• Os empréstimos e financiamentos relacionados ao Programa de Investimento do BNDES - FINEM possuemprioridade em relação ao pagamento de dividendos que excedam ao mínimo obrigatório de 25%.

Referidos empréstimos determinam, ainda, a manutenção do nível de capitalização (Patrimônio Líquido dividido peloAtivo Total) igual ou superior a 40%.

• O empréstimo “Trade Finance” entre a controlada indireta Sul Geradora Participações S.A. (“Sul Geradora”) e oBankBoston impede a Sul Geradora de pagar dividendos, resgatar ações ou distribuir capital aos seus acionistas nasituação de não atendimento a certos índices financeiros (vide abaixo) e até a quitação da parcela vencível em julhode 2004.

Ainda de acordo com referido empréstimo, a Sul Geradora deve manter as seguintes proporções:

a) o EBITDA dividido pelas despesas de juros igual ou maior a 2,0; b) o endividamento dividido pelo patrimônio líquido igual ou menor a 0,55;c) o endividamento dividido pelo EBITDA igual ou menor a 3,5.

• O empréstimo junto ao Itaú BBA contém cláusulas restritivas quanto à alteração ou modificação do Capital Social,quanto a qualquer mudança, transferência ou a cessão, direta ou indireta, do controle societário, ou ainda aincorporação, fusão ou cisão, sem a prévia e expressa anuência do credor. Adicionalmente os seguintes índicesfinanceiros devem ser observados:

a) o EBITDA dividido pelas despesas financeiras líquidas igual ou maior a 1,6;b) o endividamento líquido (dívida bancária total ajustada pelas operações de swap, subtraindo as aplicaçõesfinanceiras) dividido pelo EBITDA igual ou menor a 2,7.

• O empréstimo junto ao Unibanco exige o atendimento aos seguintes índices financeiros:

a) o EBITDA dividido pelos juros pagos, somados às amortizações líquidas de dívida igual ou maior a 1,05;b) a dívida total dividida pelo EBITDA igual ou inferior a 3,0 (2004) e 2,5 (2005 a 2007);c) os juros pagos dividido pelo EBITDA igual ou inferior a 0,4;d) a dívida total igual ou inferior a R$ 800.000.

Os empréstimos governamentais relativos ao programa de apoio emergencial (BNDES) serão desconsiderados dovalor da dívida, amortização de juros, bem como do impacto dos ativos regulatórios no EBITDA.

O não cumprimento dos covenants mencionados acima pode ocasionar cross-default em relação a outras obrigaçõescontratuais.

Diversos empréstimos e financiamentos da Sociedade e de suas controladas diretas e indiretas estão sujeitas a terem seuvencimento antecipado no caso de alterações na estrutura societária da Sociedade que impliquem na perda, por parte dosatuais acionistas da Sociedade, do controle acionário ou do controle sobre a gestão da Sociedade, ou ainda na diminuiçãoda participação direta ou indireta da VBC sobre a CPFL Paulista para um percentual abaixo de 25%.

573

18 - Entidade de Previdência Privada

As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração, através da Fundação CESP, e a controlada em conjuntoRGE, através da Fundação ELETROCEEE, mantêm Planos de Suplementação de Aposentadorias e Pensões para seusempregados.

Os déficits atuariais relacionados a estes planos estão sendo reconhecidos de acordo com as diretrizes da Deliberação CVMn.º 371, de 13 de dezembro de 2000, e levados a resultado no prazo de 5 anos, contados desde janeiro de 2002. Conformefacultado pelo Ofício-Circular CVM/SNC/SEP 01/2004, essa amortização foi classificada na demonstração do resultadodos 2.º trimestre e 1.º semestre de 2004 e de 2003 como item extraordinário, pelo valor líquido dos efeitos fiscaiscorrespondentes.

As movimentações ocorridas no passivo líquido, no 1.º semestre de 2004, são as seguintes:

No saldo contábil consolidado da Sociedade, existem ainda R$ 28.495 referentes a outras contribuições vinculadas àPrevidência Privada.

Na demonstração de resultado consolidada, os gastos com entidade de previdência privada proveniente da controladasoperacionais (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) estão classificados como custo de operação, na rubrica “Entidadede Previdência Privada”. Já os gastos incorridas pela controlada CPFL Geração estão registrados como despesas gerais eadministrativas.

19 - Impostos Taxas e Contribuições

Em 30 de junho e 31 de março de 2004, os saldos são como segue:

Os tributos a recolher classificados no longo prazo estão relacionados aos efeitos apurados em decorrência da alteração doregime de tributação das receitas originárias da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE (vide nota n.º 12).


No consolidado, em 30 de junho de 2004, a rubrica registra no passivo circulante o saldo de R$ 17.669 (R$ 16.613 em 31de março de 2004), relacionado ao saldo na transação de compra de participação da controlada SEMESA, realizada entrea controladora VBC Energia e a controlada CPFL Geração, não eliminados na consolidação.

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21 - Provisões para Contingências

Trabalhistas: Referem-se a ações ajuizadas. No consolidado, nos termos do protocolo de cisão da Bandeirante, aPiratininga é responsável pelas obrigações correspondentes aos riscos contingentes dos empregados locados nasrespectivas regiões por ela assumidas, enquanto que as ações corporativas, anteriores à data da efetivação da cisão, 1.º deoutubro de 2001, são assumidas na proporção percentual dos controladores antes da referida cisão (56% para a Bandeirantee 44% para a CPFL Piratininga).

Danos Pessoais: Referem-se a pleitos de indenizações não cobertas por apólices de seguro, com perdas consideradasprováveis.

Majoração Tarifária: Correspondem a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes impostos pelasPortarias DNAEE nos. 38 e 45/1986, quando estava em vigor o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.

Energia Comprada: Em decorrência da perda de consumidores livres, as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga,solicitaram redução na demanda de potência nos contratos iniciais, sendo parcialmente atendidas pela ANEEL, conformeResolução n.º 552/2003. A controladas, impetraram ação judicial, motivadas pela não concordância com os montantesfísicos determinados na mencionada Resolução, alegando divergência nos cálculos, e efetuando depósitos judiciais mensaisdos valores em questão.

Finsocial em Litígio: Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração de alíquota e cobrança do Finsocial noperíodo de junho de 1989 a outubro de 1991. A controlada CPFL Paulista obteve liminares que garantiram o nãorecolhimento mediante depósito judicial. Os depósitos judiciais estão registrados na rubrica “Depósitos Vinculados aLitígios”, no ativo realizável a longo prazo, sendo atualizados pela variação da Taxa Referencial Diária (TRD ).

COFINS/PIS: Refere-se a questionamento judicial quanto à inclusão das receitas financeiras e não operacionais na basede cálculo do PIS e COFINS. As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e DRAFT I obtiveram liminar para efetuaro pagamento dessas contribuições na forma da legislação anterior. Enquanto não se obtém decisão final sobre essa matériaa Sociedade e suas controladas vêm constituindo provisão para os valores em discussão.

Outros: refere-se a outros processos existentes nas esferas judicial e administrativa decorrente da operação dos negóciosda Sociedade e suas controladas, relacionados a assuntos fiscais envolvendo INSS, FGTS e SAT.

Perdas possíveis: A Sociedade e suas controladas estão envolvidas em outros processos nos quais a Administração,suportada por seus consultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis, devido a uma base sólida de defesapara os mesmos.

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Porém é de se ressaltar que não há nenhuma tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão deprocessos similares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdas possíveis em 30 de junho de 2004 estavam assim representadas: i) reclamações relacionadas a processos trabalhistas no montanteaproximado de R$19.388 no consolidado; ii) reclamações relacionadas a processos cíveis, principalmente relacionadas adanos pessoais no montante aproximado de R$ 48.252 no consolidado; e iii) reclamações relacionadas a assuntos fiscais,principalmente imposto de renda, PIS e COFINS no montante aproximado de R$ 38.695 no consolidado.

A Administração das controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, baseadas na opinião de seus assessores legais,entende não haver riscos significativos que não estejam cobertos por provisões suficientes em suas demonstraçõesfinanceiras ou que possam resultar em impacto significativo sobre seus resultados futuros.

No consolidado, a Sociedade tem registrado no Ativo Realizável a Longo Prazo na rubrica Depósitos Judiciais, o montantede R$ 157.366, verificando-se no trimestre atual um acréscimo de R$ 43.632, sendo, na sua maioria, relacionado abloqueios judiciais em conta corrente bancária no montante de R$ 24.010 dos quais R$ 20.891 referem-se a açõestrabalhistas, R$ 670 a Danos Pessoais e R$ 2.449 a ações sobre Majoração Tarifária. As controladas CPFL Paulista, CPFLPiratininga e RGE, estão tomando providências judiciais cabíveis no que se refere a recuperação dos valores bloqueados.

22 - Outros

No consolidado, em 30 de junho e 31 de março de 2004, a rubrica registra no passivo circulante saldo cuja composição écomo segue:

Consumidores e Concessionários: Referem-se a obrigações relativas a contas pagas em duplicidade e/ou ajustes defaturamento a serem compensados ou restituídos aos consumidores.



Encargo de Capacidade Emergencial e Encargos de Aquisição de Energia Emergencial: Referem-se a encargostarifários cobrados dos consumidores, a serem repassados para a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial -CBEE.


Todas as ações da Sociedade são de espécie ordinária, sem valor nominal, assim distribuídas em 30 de junho e 31 de marçode 2004.

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23.1 - Redução do Capital Social

Em Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 30 de abril de 2004 os acionistas da CPFL Energiaaprovaram a redução do Capital Social, no montante de R$ 1.543.612, através da absorção do saldo da conta de“Prejuízos Acumulados” em 31 de dezembro de 2003, sem alteração da quantidade de ações, passando o saldo da conta deCapital Social de R$ 4.940.999 para R$ 3.397.387.

23.2 - Dividendo Intermediário

Em conformidade com artigo 201 da Lei n.º 6.404/76 e Parágrafo 1.º do artigo 32 do Estatuto Social, a Sociedade estápropondo a distribuição do lucro líquido apurado na data-base de 30 de junho de 2004, na forma de dividendos, no valorde R$124.826, para as ações existentes nesta data, sendo atribuído o valor de R$ 30,30715 para cada lote de mil ações.

24 - Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços

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25 - Deduções da Receita Bruta

26 - Custo com Energia Elétrica

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27 - Custo de Operação

28 - Despesas Operacionais

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29 - Resultado Financeiro

30 - Resultado Não Operacional

31 - Instrumentos Financeiros


Os negócios da Sociedade e de suas controladas compreendem, principalmente, o fornecimento de energia a consumidoresfinais, sendo concessionárias de serviços públicos, cujas atividades e tarifas são reguladas pela ANEEL. Os principaisfatores de risco de mercado que afetam seus negócios são como segue:

Risco de Taxa de Câmbio: Esse risco decorre da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em perdas e emrestrições de caixa, por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de passivo denominados em moedaestrangeira. Suas controladas se protegem desse risco mediante contratação de operações de “hedge”/“swap” , para que asdívidas estejam indexadas à variação de índices nacionais. As referidas operações são registradas de acordo com regimede competência e conforme as condições do instrumento contratado.

580

• Floating Rate Notes: A exposição relativa à emissão de Floating Rate Notes foi substancialmente coberta através deoperações financeiras de “swap”, o que proporcionou à Sociedade trocar os riscos originais da operação (variaçãocambial + Libor + 2,95% a.a.) para o custo de 93,65% a 94,75% do CDI (Certificado de Depósito Interbancário). Noscontratos de “swap”, de forma a não comprometer o limite de crédito da Sociedade com o banco intermediador, foiinstituída uma cláusula de “reset”. Através desse instrumento, as operações de “swap” são liquidadas integralmentequando as posições líquidas, trazidas a valor presente, ultrapassam um determinado percentual estabelecido nocontrato. O resultado desse procedimento pode afetar o fluxo de caixa da Sociedade, gerando ou requerendo recursospara cobertura das liquidações das posições de “swap”, nos momentos em que ocorre o “reset”.

• Compra de Energia de Itaipú: As suas controladas estão expostas em suas atividades operacionais, à variaçãocambial na compra de energia elétrica de Itaipú. O mecanismo de compensação - CVA protege as empresas deeventuais perdas, conforme comentado nas notas 3 e 10.

Risco de Taxa de Juros: Esse risco é oriundo da possibilidade da Sociedade e suas controladas virem a incorrer em perdaspor conta de flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentoscaptados no exterior. Para os empréstimos tomados em moeda estrangeira as controladas têm pactuado contratos dederivativos para fazer “hedge” contra esse risco (vide “swap” relacionado ao Floating Rate Notes comentado acima) e, paraparte dos empréstimos tomados em moeda nacional, as controladas tem como contrapartida ativos regulatórios atualizadospela variação da taxa “Selic”.

Risco de Crédito: O risco surge da possibilidade das suas controladas virem a incorrer em perdas resultantes dadificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade e suas controladascomo baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e corte de fornecimento paraconsumidores inadimplentes.

Risco quanto à Escassez de Energia: A energia vendida pelas suas controladas basicamente é gerada por usinashidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva pode reduzir o volume de água dos reservatórios das usinas eresultar em perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novoprograma de racionamento, como o verificado em 2001. Devido ao nível atual dos reservatórios, o Operador Nacional doSistema Elétrico - ONS, não prevê para o exercício um novo programa de racionamento.

Risco de Aceleração de Dívidas: A Sociedade e suas controladas possuem contratos de empréstimos, financiamentos edebêntures, com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas aoatendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e nãolimitam a capacidade de condução do curso normal das operações.


A Sociedade e suas controladas mantêm políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança erentabilidade de seus ativos. Desta forma possui procedimentos de controles e acompanhamentos das transações e saldosdos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.

Os principais instrumentos financeiros ativos e passivos das suas controladas, em 30 de junho de 2004, são descritos aseguir, bem como os critérios para sua valorização e avaliação nas demonstrações financeiras:

Disponibilidades: Compreendem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras. O valor de mercado desses ativosaproxima-se dos valores demonstrados nos balanços patrimoniais.

Ativos e Passivos Regulatórios: São compostos, basicamente, pela Recomposição Tarifária Extraordinária, Energia livre,Parcela A, Diferencial de Reajustes Tarifários e CVA. Esses créditos e débitos decorrem dos efeitos do plano deracionamento de 2001 e outros valores relacionados ao diferimento de custos e receitas tarifárias. Esses valores estãoavaliados conforme critérios definidos pela ANEEL, de acordo com as características descritas nas notas 3, 6 e 10.

Empréstimos e Financiamentos: Estão avaliados conforme os critérios estipulados em contratos, de acordo com ascaracterísticas definidas na nota n.º 17. Conforme descrito acima, em 30 de junho de 2004 as suas controladas mantinhaminstrumentos de troca de resultados financeiros para seus empréstimos denominados em moeda estrangeira e jurosinternacionais. Esses instrumentos contratados têm como objetivo proteger as operações das suas controladas decorrentesde variações cambiais e juros internacionais e não são utilizados para fins especulativos.

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Debêntures: As debêntures lançadas pela Sociedade e suas controladas não são negociadas no mercado e estão avaliadasconforme os critérios estipulados quando de sua emissão, conforme características definidas na nota n.º 17.

Investimentos em controladas: a Sociedade possui investimentos avaliados pela equivalência patrimonial em empresascujas ações são negociadas no mercado de capitais. A administração da Sociedade entende que o valor de negociaçãodessas ações não é representativo do valor de mercado das respectivas empresas dado o pequeno volume de transações dasmesmas no mercado.

Os valores contábeis e de mercado dos instrumentos financeiros da Sociedade e consolidado em 30 de junho de 2004, sãocomo segue:

32 - EVENTOS SUBSEQÜENTES

a) Baixa Renda

A ANEEL submeteu à audiência pública até 30 de julho de 2004, mediante o intercâmbio de documentos e informações,proposta de resolução visando o aperfeiçoamento da metodologia para cálculo da diferença de receita das distribuidoras deenergia elétrica, decorrente da aplicação de novos critérios para classificação de unidades consumidoras residenciais comoBaixa Renda, conforme prevista na Lei n.º 10.438/2002.

Desta forma, os montantes da subvenção econômica às distribuidoras, que são homologados pela ANEEL, deverão serajustados a partir da publicação do texto final da metodologia para cálculo de diferenças de receita com Baixa Renda.

A avaliação da Administração da Sociedade e de suas controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE é que o impactode eventuais modificações nas atuais normas quanto aos consumidores de baixa renda e a homologação final dos valoresa serem registrados a este título pela ANEEL não irá produzir efeitos relevantes na posição financeira e no resultado daSociedade e de suas controladas.

b) Distribuição Pública de Debêntures

Em Reunião do Conselho de Administração da controlada CPFL Paulista, realizada em 26 de maio de 2004, foi deliberadaa distribuição pública de 25.000 (vinte e cinco) mil debêntures não conversíveis em ações, da 2.ª Emissão, nominativas eescriturais, em duas séries, da espécie quirografária, com valor nominal unitário na data de emissão de R$ 10.000,00 (dezmil reais), perfazendo o montante de R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinqüenta milhões de reais) A oferta foi registradaperante a Comissão de Valores Mobiliários - CVM.

As debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantia firme, com intermediação de instituiçõesfinanceiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, para colocação por meio do SDT - Sistema deDistribuição de Títulos (o “SDT”), nos termos da Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003. A Emissão seráregistrada para negociação no mercado secundário no SND - Sistema Nacional de Debêntures, administrado pelaANDIMA - Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro (a “ANDIMA”) e operacionalizado pela CETIP- Câmara de Custódia e Liquidação (a “CETIP”) e/ou no Sistema de Negociação BOVESPA FIX.

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c) Homologação da Incorporação DOC 3 - RGE

A ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica através da Resolução n.º 166 de 13 de julho de 2004, homologou aincorporação implementada em 13 de julho de 1998 pela controlada RGE, relativa aos ativos e passivos da sua controladoraDOC 3 Participações S.A. Como parte do processo de homologação, a controlada RGE apresentou toda a documentaçãorequerida pela ANEEL, visando regularizar a sua situação perante aquela Agência, o que permitiu a adequada análisequanto aos efeitos da incorporação e aos negócios conexos, ficando condicionada ao cumprimento das seguintes principaisobrigações:

• Alterar o prazo de amortização do ágio pelo prazo remanescente da concessão, segundo a curva baseada naprojeção de resultados futuros (vide nota n.º 14);

• Eliminar a participação em sua controlada integral Sul Geradora Participações S.A. até 16 de setembro de 2005,de forma que não permaneça na concessionária quaisquer ônus ou obrigações relacionadas a esta controlada, bemcomo substituir a garantia prestada pela controlada RGE na operação de “Trade Finance” (vide nota n.º 17), noprazo de 90 dias contados a partir da publicação da resolução;

• Modificar as características das ações preferenciais emitidas pela RGE, substituindo a previsão estatutária deresgate e pagamento de dividendos fixos, para dividendos ordinários, vinculados a existência de lucro a seremdistribuídos nos termos da legislação em vigor, no prazo de 90 dias contados a partir da publicação da resolução;

• Capitalizar o saldo dos dividendos fixos declarados e não pagos, no montante de R$ 211.301, deduzido o saldopositivo do fluxo financeiro apurado conforme detalhamento a seguir;

• Elaborar anualmente fluxo financeiro da incorporação, até amortização total da dívida do “Trade Finance”,visando garantir a neutralidade dos efeitos da incorporação, observando os seguintes procedimentos:

i. Computar como “entradas” os efetivos benefícios do Imposto de Renda e da Contribuição Social(IRPJ e CSLL), decorrentes da amortização do ágio e dos juros da dívida originária daincorporação, assim como os lucros que deixarem de ser distribuídos aos acionistas controladores,na forma de Juros sobre o Capital Próprio ou dividendos;

ii. Computar como “saídas” os desembolsos para amortização do principal e encargos da dívidaassumida em decorrência da incorporação, assim como os dividendos fixos, o resgate de açõespreferenciais e o aumento de capital na Sul Geradora Participações S.A.;

iii. Remunerar os saldos dos valores das “entradas” e “saídas” com base na taxa prevista paracorreção da dívida incorporada (105% do CDI).

Em caso de apuração do fluxo financeiro negativo, os controladores da RGE deverão aportar recursos em valorequivalente no prazo de 60 dias contados da data da realização da AGO, mantendo-se as mesmas participaçõesdos acionistas minoritários. Os acionistas controladores poderão reter os dividendos a que fizerem jus, para finsde aporte de recursos. Caso o fluxo financeiro aponte saldo positivo, o mesmo será utilizado para eventualcompensação em período subseqüente. O fluxo financeiro acumulado em 31 de dezembro de 2003, foi positivoem R$ 69.587.

A Comissão de Valores Mobiliários - CVM, através do Ofício CVM/SEP/GEA-1 n.º 197, de 24 de maio de 2004,encaminhado a ANEEL, manifestou concordância com os termos da resolução supra citada.

d) Regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que, (i) regulamenta a comercialização deenergia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre e (ii) dispõe sobre o processo de outorga de concessões eautorizações 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 sobreinformações e declarações de necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratosde compra e venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

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• comercialização de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre;

• contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e

• outorgas de concessão.

Em função da recente promulgação do referido decreto, de sua abrangência e complexidade, além da necessidade denormas complementares a serem regulamentadas pela ANEEL, a Sociedade e suas controladas, estão em processo deavaliação dos seus impactos.

33 - FLUXO DE CAIXA

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05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRE

A CPFL Energia, na qualidade de empresa holding, não operacional, não possui geração de caixa próprio. Portanto, paragerir seus investimentos, depende diretamente do resultado das operações de suas controladas, dos recursos provenientesde seus acionistas e recursos captados no mercado financeiro. Os principais fatores que exerceram efeitos significativos noresultado individual da Sociedade no 2.º trimestre de 2004, estão descritos a seguir:

Resultado Financeiro:

O resultado financeiro líquido no 2.º trimestre de 2004 quando comparado com o mesmo período em 2003, apresenta umavariação positiva no valor de R$ 90.234, os fatores determinantes dessa melhora no resultado financeiro são como segue:

(a) Receita de Juros sobre o Capital Próprio no montante de R$ 52.110, declarado pela controlada CPFL Paulista, (b) rendimentos de aplicações financeiras apropriados no trimestre atual no montante de R$ 13.154 e (c) pela redução nosencargos financeiros, que no 2.º trimestre de 2004 somaram R$ 43.600 (R$ 70.705 no mesmo período de 2003), devido aredução do nível de endividamento na sociedade.

Resultado de Participações Societárias:

O resultado positivo de equivalência patrimonial apurado no trimestre, decorre principalmente da readequação da práticacontábil relacionada ao prazo de amortização de ágios decorrentes de investimentos e incorporações nas controladas CPFLPaulista , Draft I, RGE e CPFL Geração, que passaram a ser amortizados pelo prazo de concessão dos investimentos.

O acréscimo de 84,73% no resultado da controlada CPFL Brasil se deu principalmente pelo acréscimo no volume dasoperações.

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06.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)


1 Ativo Total 12.435.611 12.332.301

1.01 Ativo Circulante 2.896.729 3.010.045

1.01.01 Disponibilidades 591.169 776.851

1.01.02 Créditos 2.186.303 2.096.323

1.01.02.01 Consumidores, Concessionárias e Permissi 1.516.483 1.437.800

1.01.02.02 Coligadas, Controladas e Controladora 0 0

1.01.02.03 Devedores Diversos 73.689 69.936



1.01.02.06 Provisão Créditos Liquidação Duvidosa (33.002) (41.010)

1.01.02.07 Diferimento de CustosTarifários 447.762 482.733

1.01.02.08 Despesas Pagas Antecipadmente 10.605 10.028

1.01.03 Estoques 7.388 7.987

1.01.04 Outros 111.869 128.884

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 2.182.228 2.122.447

1.02.01 Créditos Diversos 2.085.414 2.029.260

1.02.01.01 Consumidores e Concessionárias 747.136 714.298

1.02.01.02 Devedores Diversos 159.400 149.484

1.02.01.03 Depósitos Judiciais 157.366 113.734



1.02.01.06 Créditos Fiscais Diferidos 356.062 376.640

1.02.01.07 Adiant. para Futuro Aumento de Capital 0 0

1.02.01.08 Diferimento de Custos Tarifários 637.447 646.397

1.02.01.09 Despesas Pagas Antecipadamente 2.898 3.673

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0

1.02.02.02 Com Controladas 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 96.814 93.187

1.03 Ativo Permanente 7.356.654 7.199.809

1.03.01 Investimentos 1.987.664 1.981.702

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 1.155.726 1.144.226

1.03.01.02.01 Participações Societárias Permanentes 0 0

1.03.01.02.02 Ágio ou Deságio 1.155.726 1.144.226

1.03.01.03 Outros Investimentos 831.938 837.476

1.03.01.03.01 Bens de Renda 801.682 807.218

1.03.01.03.02 Outros 30.256 30.258

1.03.02 Imobilizado 5.286.860 3.143.328

1.03.03 Diferido 82.130 2.074.779

586

06.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO CONSOLIDADO (Reais Mil)

Código Descrição 30/06/2004 31/03/20042 Passivo Total 12.435.611 12.332.3012.01 Passivo Circulante 2.917.099 2.669.2662.01.01 Empréstimos e Financiamentos 1.028.982 897.6322.01.01.01 Encargos de Dívidas 87.378 140.8392.01.01.02 Empréstimos e Financiamentos 941.604 756.7932.01.02 Debêntures 296.269 406.6602.01.02.01 Encargos de Debêntures 45.531 312.1222.01.02.02 Debêntures 250.738 94.5382.01.03 Fornecedores 600.523 626.9632.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 380.841 288.1662.01.05 Dividendos a Pagar 140.667 8.5132.01.06 Provisões 449 4492.01.06.01 Provisões para Contingências 449 4492.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.01.08 Outros 469.368 440.8832.01.08.01 Folha de Pagamento 3.283 3.5122.01.08.02 Entidade de Previdência Privada 100.491 47.6072.01.08.03 Taxas Regulamentares 61.594 61.4122.01.08.04 Participações nos Lucros e Resulados 7.997 16.9672.01.08.05 Coligadas, Controladas e Controladora 17.669 16.6132.01.08.06 Obrigações Estimadas 29.343 25.1412.01.08.07 Diferimento de Ganhos Tarifários 139.635 165.0092.01.08.08 Outros 109.356 104.6222.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 5.921.259 6.078.2822.02.01 Empréstimos e Financiamentos 2.271.789 2.353.4512.02.02 Debêntures 2.066.822 2.237.9352.02.03 Provisões 304.337 278.7322.02.03.01 Provisões para Contingências 304.337 278.7322.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 02.02.05 Outros 1.278.311 1.208.1642.02.05.01 Fornecedores 290.033 187.7482.02.05.02 Entidade de Previdência Privada 751.054 765.5682.02.05.03 Tributos e Contribuições Sociais 150.814 169.2852.02.05.04 Diferimento de Ganhos Tarifários 69.118 64.2112.02.05.05 Outros 17.292 21.3522.03 Resultados de Exercícios Futuros 0 02.04 Participações Minoritárias 193.003 192.4632.05 Patrimônio Líquido 3.404.250 3.392.2902.05.01 Capital Social Realizado 3.397.387 4.940.9982.05.02 Reservas de Capital 6.863 6.8632.05.03 Reservas de Reavaliação 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 02.05.04 Reservas de Lucro 0 02.05.04.01 Legal 0 02.05.04.02 Estatutária 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 02.05.04.06 Especial p/Dividendos Não Distribuídos 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 (1.555.571)

587

07.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO (Reais Mil)

01/04/2004 a 01/01/2004 a 01/04/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 30/06/2004 30/06/2004 30/06/2003 30/06/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 2.447.267 4.636.547 1.986.582 3.765.1243.02 Deduções da Receita Bruta (597.051) (1.175.594) (486.367) (936.325)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.850.216 3.460.953 1.500.215 2.828.7993.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (1.396.952) (2.574.298) (1.138.652) (2.169.862)3.04.01 Custo Com Energia Elétrica (1.081.601) (1.980.890) (882.270) (1.631.503)3.04.02 Custo de Operação (315.351) (593.408) (256.382) (538.359)3.05 Resultado Bruto 453.264 886.655 361.563 658.9373.06 Despesas/Receitas Operacionais (217.131) (614.952) (416.458) (978.798)3.06.01 Com Vendas (34.895) (65.976) (22.674) (46.300)3.06.02 Gerais e Administrativas (74.411) (150.647) (69.772) (137.748)3.06.03 Financeiras (151.042) (344.942) (224.742) (599.556)3.06.03.01 Receitas Financeiras 114.522 218.094 156.498 261.2103.06.03.02 Despesas Financeiras (265.564) (563.036) (381.240) (860.766)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 43.217 (53.387) (99.270) (195.194)3.06.05.01 Outras Depesas Operacionais (5.779) (11.172) (8.044) (12.775)3.06.05.02 Amortização de Ágio por Incorporação 52.176 (39.035) (91.226) (182.419)3.06.05.03 Juros sobre o Capital Próprio (3.180) (3.180) 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 236.133 271.703 (54.895) (319.861)3.08 Resultado Não Operacional (4.914) (4.746) (823) 13.7043.08.01 Receitas 550 3.016 3.808 18.9633.08.02 Despesas (5.464) (7.762) (4.631) (5.259)3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 231.219 266.957 (55.718) (306.157)3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (78.786) (127.925) (20.708) (60.401)3.10.01 Contribuição Social (22.243) (34.885) (5.434) (15.924)3.10.02 Imposto de Renda (56.543) (93.040) (15.274) (44.477)3.11 IR Diferido (1.193) 8.831 (1.794) 48.1943.11.01 Contribuição Social Diferida (56) 3.662 558 14.3793.11.02 Imposto de Renda Diferido (1.137) 5.169 (2.352) 33.8153.12 Participações/Contribuições Estatutárias (8.132) (16.264) (8.133) (16.265)3.12.01 Participações 0 0 0 03.12.02 Contribuições (8.132) (16.264) (8.133) (16.265)3.12.02.01 Item Extraordinário Líquido de Tributos (8.132) (16.264) (8.133) (16.265)3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 3.180 3.180 0 03.14 Participações Minoritárias (9.503) (9.953) 311 7.7483.15 Lucro/Prejuízo do Período 136.785 124.826 (86.042) (326.881)

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 4.118.698 4.118.698 3.390.998 3.390.998LUCRO POR AÇÃO 0,03321 0,03031PREJUÍZO POR AÇÃO (0,02537) (0,09640)

588

08.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO CONSOLIDADO NO TRIMESTRE

(Dados não financeiros não revisados pelos auditores independentes)

DESEMPENHO OPERACIONALNo do 3tre de 2003 A CPFL Energia, como holding de controle não operacional, depende diretamente do resultado das operações de suasempresas controladas. No 2.º trimestre de 2004, as empresas controladas da CPFL Energia apresentaram o seguintedesempenho consolidado:

Mercado Total

O volume de energia faturada da CPFL Energia, em bases consolidadas, registrou no segundo trimestre de 2004 umcrescimento de 5,5% em relação ao segundo trimestre de 2003. As classes mais representativas são a residencial, industriale comercial que juntas representam 86,7% do mercado.

Segue abaixo uma breve análise do desempenho por classe de consumo no período:

Classe Residencial

A classe residencial, que representa cerca de 23,3% do mercado consolidado da CPFL Energia, apresentou um crescimentode 2,8% no 2º trimestre de 2004, em relação ao mesmo período de 2003. Este crescimento poderia ter sido maior,acompanhando o crescimento da economia, se a média de temperatura no semestre não tivesse sido tão baixa, ficando 5%menor em relação à média dos últimos 5 anos.

Classe Industrial

A classe industrial, em bases consolidadas, apresentou um aumento de 7,3% em relação ao 2º trimestre de 2003. Essecrescimento é motivado pela melhora no trimestre da produção industrial voltada para o mercado interno, principalmentena área de atuação da CPFL Paulista, pela manutenção do bom desempenho das empresas exportadoras, em especial naárea de atuação da CPFL Piratininga, e ao aumento da quantidade de energia vendida pela CPFL Brasil a consumidoreslivres.

Classe Comercial

A classe comercial, em bases consolidadas, apresentou um acréscimo de 6,4% em relação ao 2º trimestre de 2003. O altocrescimento deve-se ao aquecimento da economia e a retomada do crescimento em suas áreas de concessão.

Demais Classes

As demais classes de consumo (Rural, Poderes Públicos, Iluminação Pública e Serviços Públicos) participam com 13,3%do mercado total consolidado do trimestre. Estas classes apresentaram um crescimento médio de 3,3% em relação ao 2ºtrimestre de 2003.

589

ANÁLISE DOS RESULTADOS CONSOLIDADOS

Por se tratar de uma holding de participações societárias, não operacional, o resultado da CPFL Energia dependediretamente do resultado apurado em suas controladas.

A melhora do resultado líquido consolidado que passou de um prejuízo de R$86.042 no 2.º trimestre de 2003 para um lucrode R$136.785 em 2004, é explicado pelos seguintes fatores:

• Receita Operacional Bruta - A receita bruta neste trimestre totalizou R$2.447.267, refletindo um aumento de 23,2%quando comparado a receita bruta de R$1.986.582 obtida para o mesmo período do ano anterior. Os fatores quecontribuíram para este aumento foram:

• A revisão tarifária de 14,68% para a Piratininga em outubro de 2003 e os reajustes tarifários de 13,63% e 14,37%,respectivamente, para a Paulista e RGE em abril de 2004. Adicionalmente, em abril de 2004 foram estabelecidospara a Paulista e RGE, reajustes adicionais devido a correção da tarifa estabelecida em 2003 que montamrespectivamente à 1,3% e 0,47%.

• O aumento de 5,5% na quantidade de energia vendida no primeiro semestre de 2004 quando comparado aomesmo período de 2003.

• ao aumento de R$46.704 referente a receita de uso da rede cobrada dos consumidores que se utilizam da rede dedistribuição, sem consumir diretamente sua energia.

• o reconhecimento de R$65.746 de receita pela Piratininga devido a republicação da resolução normativa001/2004 da Aneel, que retificou o montante relacionado às transações de compra de energia livre que serárepassado aos geradores através da recomposição tarifária extraordinária. Apesar deste montante afetar a receitaoperacional da Companhia, não há impacto no resultado da Sociedade pois o mesmo valor é registrado comouma despesa na rubrica “Energia comprada para revenda”.

• reconhecimento de uma receita operacional na controlada Piratininga de R$20.442 referente ao índice dereposicionamento tarifário de 3,4%,que será aplicado de forma escalonada ao longo das próximas revisõestarifárias;

• ao aumento de R$14.139 referente a receita de suprimento de energia elétrica vendida basicamente pelascontroladas da CPFL Geração.

O aumento verificado nas deduções da receita esta proporcional ao aumento obtido nas receitas brutas.

• Custo da Energia - O aumento nos custos com energia deve-se basicamente:

• ao aumento das respectivas tarifas de compra de energia que estão alinhadas com o ao aumento dos reajustestarifários das distribuidoras;

• ao aumento do custo de energia em função da substituição de 25% da energia adquirida através dos contratosiniciais, por uma energia mais cara;

• aumento das tarifas aplicada à rede básica.

• Custo/Despesa Operacional - Os custos e despesas operacionais do trimestre atual registram um decréscimo deR$69.838, representando 15,6% em comparação com o mesmo período do exercício anterior.

O decréscimo foi decorrente principalmente pelo efeito positivo da mudança de critério da nova curva da amortizaçãodo Ágio, o qual teve seu prazo substituído de 10 anos, definido anteriormente, para o prazo remanescente dasconcessões baseada na curva de lucro líquido projetada.

590

Adicionalmente, a redução da despesa operacional foi parcialmente compensada pelos acréscimos da CCC/CDE.

• Resultado do Serviço - O resultado do serviço do 2º trimestre de 2004, de R$390.355, foi R$220.508 maior que oresultado do mesmo período de 2003, devido principalmente ao resultado da revisão e reajustes tarifários e amudança da curva de amortização do ágio.

• Resultado Financeiro - A redução de despesa financeira da ordem de R$70.520 neste trimestre deve-se basicamente àredução do endividamento da Sociedade, ocorrida em abril de 2003, a mudança na curva de amortização dos ágiosobtidos na aquisição de subsidiárias (RGE, CPFL Piratininga e Semesa) e à redução dos principais indicadoreseconômico-financeiros.

• Lucro do Período - O lucro do 2º trimestre de 2004 foi de R$136.785, representando uma recuperação em comparaçãocom o mesmo período de 2003, que foi um prejuízo de R$86.042. Esta variação de R$222.827 é resultado do expostoacima.

09.01 - PARTICIPAÇÕES EM SOCIEDADES CONTROLADAS E/OU COLIGADAS

Nº de Ações Nº de Ações% Participação % Patrimônio Detidas no Detidas no

Razão Social da no Capital Líquido da Tipo de Trim. Atual Trim. AnteriorItem Controlada/Coligada CNPJ Classificação da Investida Investidora Empresa (Mil) (Mil)01 Companhia Paulista de Aberta Empresa Comercial,

Força e Luz - CPFL 33.050.196/0001-88 Controlada 94,94 86,01 Industrial e Outras 31.903.723 31.903.72302 CPFL Geração de Aberta Empresa Comercial,

Energia S.A. 03.953.509/0001-47 Controlada 97,01 29,72 Industrial e Outras 199.351.285 131.467.56303 CPFL Comercialização Fechada Empresa Comercial,

Brasil Ltda. 04.973.790/0001-42 Controlada 100,00 0,01 Industrial e Outras 300 300

10.01 - CARACTERÍSTICAS DAEMISSÃO PÚBLICAOU PARTICULAR DE DEBÊNTURES

1 - ITEM 012 - Nº ORDEM 23 - Nº REGISTRO NACVM CVM/SRE/DEB/2003/0024 - DATADO REGISTRO CVM 24/04/20035 - SÉRIE EMITIDA 16 - TIPO DE EMISSÃO SIMPLES7 - NATUREZAEMISSÃO PÚBLICA8 - DATADAEMISSÃO 01/04/20039 - DATADE VENCIMENTO 01/04/200810 -ESPÉCIE DADEBÊNTURE REAL11 - CONDIÇÃO DE REMUNERAÇÃO VIGENTE Taxa DI + 2,85% a.a.12 - PRÊMIO/DESÁGIO Não Há13 - VALOR NOMINAL (Reais) 10.000,0014 - MONTANTE EMITIDO (Reais Mil) 900.00015 - Q. TÍTULOS EMITIDOS (UNIDADE) 90.00016 - TÍTULO CIRCULAÇÃO (UNIDADE) 72.19917 - TÍTULO TESOURARIA(UNIDADE) 018 - TÍTULO RESGATADO (UNIDADE) 17.80119 - TÍTULO CONVERTIDO (UNIDADE) 020 - TÍTULO ACOLOCAR (UNIDADE) 021 - DATADAÚLTIMAREPACTUAÇÃO22 - DATADO PRÓXIMO EVENTO 01/04/2005

591

15.01 - PROJETOS DE INVESTIMENTO

Nossos principais investimentos nos últimos anos têm sido destinados à manutenção e ao aprimoramento da nossa rede dedistribuição e aos nossos projetos de geração. A tabela a seguir apresenta os investimentos da Sociedade nos seis primeirosmeses de 2004, bem como nos últimos três anos encerrados em 31 de dezembro de 2003. A tabela não inclui os custos deaquisição da Semesa, RGE e CPFL Piratininga em 2001.

Período de seis meses encerrado em

30 de junho de Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de2004 2003 2002 2001

(R$ milhões)Distribuição:

CPFL Paulista 46 120 110 76CPFL Piratininga 28 55 35 9Bandeirante Energia 44RGE 13 17 23 13

Total da Distribuição 87 192 168 142Geração 187 331 294 39Outros 19 42 50 66

Total R$293 R$565 R$512 R$247

Planejamos investir aproximadamente R$ 660 milhões em 2004 e aproximadamente R$ 741 milhões em 2005. Dosinvestimentos totais orçados para este período, R$ 513 milhões destinam-se a distribuição e R$ 888 milhões a geração.

18.02 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA CONTROLADA/COLIGADA

Controlada/Coligada: COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ - CPFL

A controlada Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL. é uma companhia aberta, e seu comentário de desempenhoindividual e consolidado consta de suas Informações Trimestrais - ITR, de 30 de junho de 2004, arquivadas na CVM -Comissão de Valores Mobiliários.


Controlada/Coligada: CPFL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.

A controlada CPFL Geração de Energia S.A. é uma companhia aberta, e seu comentário de desempenho individual econsolidado consta de suas Informações Trimestrais - ITR, de 30 de junho de 2004, arquivadas na CVM - Comissão deValores Mobiliários.

592

18.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DA CONTROLADA/COLIGADA (Reais Mil)

Controlada/Coligada: CPFL COMERCIALIZAÇÃO BRASIL LTDA.

01/04/2004 a 01/01/2004 a 01/04/2003 a 01/01/2003 aCódigo Descrição 30/06/2004 30/06/2004 30/06/2003 30/06/20033.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 203.115 392.141 63.643 133.3303.02 Deduções da Receita Bruta (10.967) (22.188) (5.226) (9.393)3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 192.148 369.953 58.417 123.9373.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (160.286) (290.880) (43.218) (72.220)3.04.01 Custo com Energia Elétrica (157.857) (286.496) (41.201) (69.172)3.04.02 Custo de Operação (2.429) (4.384) (2.017) (3.048)3.05 Resultado Bruto 31.862 79.073 15.199 51.7173.06 Despesas/Receitas Operacionais (1.003) (1.400) 1.496 1.6093.06.01 Com Vendas (1.586) (3.056) (723) (1.101)3.06.02 Gerais e Administrativas 0 0 0 03.06.03 Financeiras 583 1.656 2.219 2.7103.06.03.01 Receitas Financeiras 2.073 4.516 2.507 3.1093.06.03.02 Despesas Financeiras (1.490) (2.860) (288) (399)3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 03.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 03.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 03.07 Resultado Operacional 30.859 77.673 16.695 53.3263.08 Resultado Não Operacional 0 0 0 03.08.01 Receitas 0 0 0 03.08.02 Despesas 0 0 0 03.09 Resultado Antes Tributação/Participações 30.859 77.673 16.695 53.3263.10 Provisão para IR e Contribuição Social (10.496) (26.411) (5.672) (18.121)3.10.01 Contribuição Social (2.780) (6.994) (1.503) (4.800)3.10.02 Imposto de Renda (7.716) (19.417) (4.169) (13.321)3.11 IR Diferido 0 0 0 03.12 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 20.363 51.262 11.023 35.205

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 300 300 300 300LUCRO POR AÇÃO 67,87667 170,87333 36,74333 117,35000PREJUÍZO POR AÇÃO


Controlada/Coligada: CPFL COMERCIALIZAÇÃO BRASIL LTDA.

O crescimento de 84,73% no lucro líquido da controlada CPFL Brasil, que no 2.º trimestre de 2004 totalizou R$20.363(R$11.023 no mesmo período de 2003), decorre basicamente, do aumento do volume de suas operações, onde destacam-se, o aumento na receita energia vendida a consumidores livres que subiu para R$ 40.407 no 2.º trimestre de 2004(R$14.613 em 2003) e no suprimento de energia que saltou para R$161.425 (R$45.404 em 2003).resultando no trimestreuma variação positiva no EBITDA em aproximadamente109,6%.

Conjuntamente ao crescimento do resultado operacional a CPFL Brasil, gerou imposto de renda e contribuição social queacompanharam seu crescimento operacional, que totalizaram no trimestre R$10.498 (R$5.672 em 2003).

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