CPFLENERGIAS.A. CNPJnº02.429.144/0001-93 · 2011-12-27 · • Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ... Companhia ou Emissora CPFL

ProspectoDefinitivo deDistribuiçãoPública deDebêntures Simples da3ªEmissãoda

CPFLENERGIAS.A.CNPJ nº 02.429.144/0001-93

Rua Gomes de Carvalho, nº 1.510, 14º andar, conjunto 1.402, São Paulo - SP

ISINBRCPFEDBS028

ClassificaçãodeRisco “brA+” (Standard&Poor´s)

R$450.000.000,00

Distribuição pública de até 45.000 (quarenta e cinco mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, da 3ª emissão da CPFL ENERGIA S.A.,(a “Oferta” ou “Emissão” e a “CPFL Energia”, “Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), todas nominativas e escriturais, em série única, daespécie quirografária, com valor nominal unitário, na data de emissão, qual seja 3 de setembro de 2007, de R$10.000,00 (dezmil reais) (as “Debêntures”),perfazendo omontante total de até R$450.000.000,00 (quatrocentos e cinqüentamilhões de reais).

As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantia firme de subscrição, com intermediação de instituições integrantes do sistemade distribuição de valores mobiliários, em conformidade com os procedimentos estabelecidos na Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”)nº 400, de 29 de dezembro de 2003 (“Instrução CVMnº 400”). As Debêntures serão registradas para (i) colocação no mercado primário, no Sistema deDistribuição de Títulos (“SDT”), operacionalizado pela Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”), sendo a integralização das Debêntures neste casoliquidada pela CETIP; e (ii) negociação nomercado secundário, no Sistema Nacional de Debêntures (“SND”) operacionalizado pela CETIP, com os negóciosliquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP e/ou no Sistema de Negociação BOVESPA FIX (“BOVESPA FIX”), administrado pela Bolsa de Valores deSão Paulo (“BOVESPA”), com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (“CBLC”).

A Emissão foi aprovada pela Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 29 de agosto de 2007, devidamente arquivada na JuntaComercial do Estado de São Paulo - (“JUCESP”), sob o nº 339.250/07-0 em 11 de setembro de 2007, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo eno jornal Valor Econômico em 13 de setembro de 2007.

A Oferta foi registrada perante a CVM sob o nº CVM/SRE/DEB/2007/042, em 25 de outubro de 2007.

“O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, na garantia da veracidade das informações prestadas ou emjulgamento sobre aqualidadedaCompanhia, bemcomosobre asDebêntures a seremdistribuídas.”

“Os investidores devem ler a seção “Fatores deRisco”, nas páginas51a60, a seguir.”

O presente prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado uma recomendação de compra das Debêntures.Ao decidir por adquirir as Debêntures, potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira daEmissora, de seus ativos edos riscos decorrentes do investimentonasDebêntures.

Coordenadores

O Coordenador Líder da Oferta é o Banco Citibank S.A.

A data deste Prospecto Definitivo é de 01 de outubro de 2007

“A(O) presente oferta pública/programa foi elaborada(o) de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para asOfertas Públicas de Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, o qual se encontra registrado no 4º Ofício de Registro de Títulos eDocumentos da Comarca de São Paulo, Estado de São Paulo, sob o nº 4890254, atendendo, assim, a(o) presente ofertapública/programa, aos padrões mínimos de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelasreferidas informações, pela qualidade da emissora e/ou ofertantes, das instituições participantes e dos valores mobiliários objeto da(o)oferta pública/programa.”

CPFE3

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

1

ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO

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

• Resumo das Características da Oferta ............................................................................................... 13

• Sumário da Emissora ....................................................................................................................... 16

• Informações Acerca do Futuro da Emissora ....................................................................................... 17

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Emissora ......................................................................................................................................... 21

• Coordenadores ................................................................................................................................ 21

• Banco Mandatário e Instituição Depositária ....................................................................................... 21

• Agente Fiduciário ............................................................................................................................. 22

• Consultores Legais ........................................................................................................................... 22

• Auditores......................................................................................................................................... 22

• Declaração da Emissora e do Coordenador Líder................................................................................ 23

3. INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

• Coordenador Líder ........................................................................................................................... 27

• Coordenador ................................................................................................................................... 27

4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta .................................................................................................................. 31

• Destinação dos Recursos.................................................................................................................. 47

5. FATORES DE RISCO

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ............................................................................... 51

• Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro ................................................................................ 53

• Riscos Relacionados à Emissora ........................................................................................................ 56

• Riscos Relacionados à Oferta............................................................................................................ 60

6. SITUAÇÃO FINANCEIRA

• Capitalização ................................................................................................................................... 63

• Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas da Emissora ..................................................... 64

• Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais .......... 71

7. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

• Introdução ......................................................................................................................................105

• Histórico..........................................................................................................................................106

• Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica ..........................................................................108

• Penalidades .....................................................................................................................................110

• Principais Entidades Regulatórias ......................................................................................................110

• As Diretrizes do Novo Modelo Institucional ........................................................................................112

• Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico........................113

• Comercialização de Energia ..............................................................................................................113

2

• Compras de Energia Elétrica Conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ...................................116

• Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado .................................................121

• Desverticalização .............................................................................................................................121

• Garantias Financeiras .......................................................................................................................122

• Aspectos Concorrenciais ...................................................................................................................123

• Previsões do Mercado Consumidor ....................................................................................................124

• Consumidor Livre.............................................................................................................................124

• Atividades Restritas..........................................................................................................................125

• Redução do Nível de Energia Contratada...........................................................................................125

• Tarifas Distribuição de Energia Elétrica..............................................................................................125

• Encargos Setoriais ...........................................................................................................................127

• Racionamento .................................................................................................................................130

• Remuneração das Geradoras ............................................................................................................131

• Energia Secundária ..........................................................................................................................134

• Programa Prioritário de Termeletricidade...........................................................................................134

• Incentivos para Fontes Alternativas de Energia Elétrica ......................................................................134

• Meio Ambiente.................................................................................................................................134

8. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA

• Histórico da Emissora.......................................................................................................................139

• Atividades da Emissora.....................................................................................................................143

• Contratos Relevantes .......................................................................................................................184

• Ativo Imobilizado .............................................................................................................................207

• Composição do Capital Social ...........................................................................................................210

• Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos ...................................................................214

• Práticas de Governança Corporativa..................................................................................................216

• Administração..................................................................................................................................221

• Pendências Judiciais e Administrativas...............................................................................................234

9. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

• Demonstrações financeiras relativas aos exercícios findos

em 31 de dezembro de 2006 e de 2005 e parecer dos auditores independentes..................................239

• Demonstrações financeiras relativas aos exercícios findos

em 31 de dezembro de 2005 e de 2004 e parecer dos auditores independentes..................................355

• Informações financeiras relativas ao trimestre e período de três meses encerrado

em 30 de junho de 2007 e relatório dos auditores independentes sobre revisão especial .....................497

• Informações financeiras relativas ao trimestre e período de três meses encerrado

em 30 de junho de 2006 e relatório dos auditores independentes sobre revisão especial .....................583

10. ANEXOS

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 29 de agosto de 2007 ..........663

• Estatuto Social.................................................................................................................................671

• Escritura de Emissão das Debêntures................................................................................................699

• Súmula de Rating ............................................................................................................................735

• Declarações da Emissora e do Coordenador Líder nos termos da Instrução CVM n.º 400/03.................741

3

1. INTRODUÇÃO

• Definições

• Resumo das Características da Oferta

• Sumário da Emissora

• Informações Acerca do Futuro da Emissora

4


5

DEFINIÇÕES

Para fins do presente Prospecto, os termos abaixo terão, respectivamente, os seguintes significados:

521 Participações 521 Participações S.A.

ABRADEE Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica.

ACL Ambiente de Contratação Livre

ACR Ambiente de Contratação Regulada.

AES-TIETÊ AES-Tietê S.A.

AES - Uruguaiana AES – Uruguaiana S.A.

Agente Fiduciário SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento.

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.

ADIN Ação Direta de Inconstitucionalidade.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica.

BACEN Banco Central do Brasil.

Baesa Energética Barra Grande S.A.

Banco Bradesco Banco Bradesco S.A.

Bandeirante Bandeirante Energia S.A.

BB Banco de Investimento BB Banco de Investimento S.A.

BEGESA Barra Grande Energia S.A.

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.

BNDESPAR BNDES Participações S.A.

Bonaire Bonaire Participações S.A.

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA.

6

Bradespar Bradespar S.A.

CADE Conselho Administrativo de Defesa Econômica.

Camargo Corrêa Energia Camargo Corrêa Energia S.A.

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.

CCC Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis.

CCEAR Contrato de Compra de Energia no Ambiente Regulado.

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

CDE Conta de Desenvolvimento Energético.

CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica

Ceran Companhia Energética do Rio das Antas.

CETIP Câmara de Custódia e Liquidação.

CESP Companhia Energética de São Paulo.

CFC

Conselho Federal de Contabilidade.

CGSE Câmara de Gestão do Setor Elétrico.

CGTEE Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica.

Citibank Banco Citibank S.A.

Clion Clion Assessoria e Comercialização de Energia.

CMN Conselho Monetário Nacional.

CMS Comercializadora

CMS Comercializadora de Energia Ltda.

CMS Energy

CMS Energy Brasil S.A.

CMS Indústria e Comércio CMS Energy Equipamento, Serviços, Indústria e Comércio S.A.

CNPE Conselho Nacional de Política Energética.

7

Companhia ou Emissora CPFL Energia individualmente ou em conjunto com suas Subsidiárias,

conforme o contexto indicar.

Consumidores Livres Consumidores que nos termos da legislação aplicável, podem optar

por contratar seu fornecimento, no todo ou em parte, com produtor

independente de energia ou com qualquer concessionário,

permissionário ou autorizatário de energia elétrica do mesmo sistema

interligado.

Contratos Bilaterais Contratos de compra e venda de energia entre empresas geradoras e

distribuidoras no âmbito de leilões públicos promovidos por empresas

de geração.

Contratos de Concessão Todos os contratos de concessão elaborados de acordo com a Lei de

Concessões e a Lei de Concessões do Setor Elétrico de que as

Subsidiárias da Emissora são partes.

Contratos de Concessão das

Subsidiárias de Distribuição

Contrato de Concessão Paulista, Contrato de Concessão Piratininga,

Contrato de Concessão RGE e Contrato de Concessão CPFL Santa

Cruz.

Contrato de Concessão Paulista Contrato de Concessão n.º 014/97 celebrado pela CPFL Paulista com a

União em 20 de novembro de 1997 (conforme posteriormente

aditado), para a outorga de poderes de concessão de Serviços

Públicos de Distribuição de Energia Elétrica.

Contrato de Concessão Piratininga Contrato de Concessão n.º 009/2002 celebrado pela CPFL Piratininga

com a União, para a outorga de poderes de concessão de Serviços


Contrato de Concessão RGE Contrato de Concessão n.º 13/97, de 06 de novembro 1997, celebrado

pela RGE com a União, para a outorga de poderes de concessão.

Contrato de Concessão CPFL Santa

Cruz

Contrato de Concessão n.º 021/99 celebrado pela CPFL Santa Cruz

com a União, para a outorga de poderes de concessão de Serviços


Contrato de Distribuição Contrato de Coordenação e Distribuição Pública de Debêntures da 3ª

Emissão da Emissora, celebrado entre a Emissora e os Coordenadores

em 20 de setembro de 2007.

Contratos Iniciais Contratos de fornecimento de energia elétrica com preços e volumes

aprovados pela ANEEL, celebrados entre as geradoras e as

distribuidoras de energia elétrica, nos termos da Lei do Setor Elétrico.

Coordenador Líder Citibank.

8

Coordenador BB Banco de Investimento.

COPOM Comitê de Política Monetária.

CPEE Companhia Paulista de Energia Elétrica.

CPFL Brasil CPFL Comercialização Brasil S.A.

CPFL Energia CPFL Energia 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.

CPFL Santa Cruz CPFL Santa Cruz S.A., anteriormente denominada Companhia Luz e

Força CPFL Santa Cruz.

CPFL Serra CPFL Serra Ltda.

CRC Conta de Resultados a Compensar.

CVM Comissão de Valores Mobiliários.

Debêntures em Circulação Todas as Debêntures em circulação no mercado, excluídas as

Debêntures que a Emissora possuir em tesouraria, ou que sejam de

propriedade de seus controladores ou de qualquer de suas controladas

ou coligadas, bem como dos respectivos diretores ou conselheiros e

respectivos cônjuges.

Decreto n.° 5.163 Decreto n.° 5.163, de 30 de julho de 2004.

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.

DOC 4 DOC 4 Participações S.A.

DEPRN Departamento Estadual de Proteção aos Recursos Naturais.

Draft I Draft I Participações S.A.

Draft II Draft II Participações S.A., antiga denominação da Emissora.

DUKE Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

9

EBE Empresa Bandeirante de Energia S.A., antiga denominação da

Bandeirante Energia S.A.

EBITDA ajustado

Lucro líquido antes do imposto de renda e contribuição social, do

resultado financeiro líquido, das despesas de depreciação e

amortização, despesas com entidade de previdência privada e itens

extraordinários.

Elektro ELEKTRO – Eletricidade e Serviços S.A.

Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

Eletropaulo Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.

Eletrosul Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A.

Endividamento Total

Empréstimos, debêntures, encargos e derivativos.

Enercan Campos Novos Energia S.A.

Energia Assegurada Quantidade fixa de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo

Poder Concedente no respectivo contrato de concessão e

disponibilizada para venda.

Energias do Brasil Energias do Brasil S.A.

EPE Empresa de Pesquisa Energética.

Escritura de Emissão Instrumento Particular de Escritura da 3ª Emissão Pública de

Debêntures Simples, da Espécie Quirografária, da Emissora, celebrado

entre a Emissora e o Agente Fiduciário em 20 de setembro de 2007.

FINEL Fundo de Financiamento da Eletrobrás.

FIPE Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas.

Foz do Chapecó Foz do Chapecó Energia S.A.

Fundo RGR Fundo Reserva Global de Reversão, constituído com contribuições das

companhias prestadoras de serviços públicos de eletricidade.

FURNAS FURNAS Centrais Elétricas S.A.

CGCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica.

IBRACON Instituto dos Auditores independentes do Brasil.

10

IBGE Instituto Brasileiro de Geográfico e Estatística.

ICMS Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços.

IGP-DI Índice Geral de Preços Disponibilidade Interna, apurado e divulgado

pela Fundação Getúlio Vargas.

IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado, apurado e divulgado pela

Fundação Getúlio Vargas.

INPI Instituto Nacional de Propriedade Intelectual.

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Ampliado.

IPÊ Energia IPÊ Energia S.A.

Instrução CVM nº 400 Instrução nº 400, de 29 de dezembro de 2003, da CVM.

Instrução CVM nº 409 Instrução nº 409, de 18 de agosto de 2004, da CVM.

Itaipu Itaipu Binacional.

Jaguari Energia Companhia Jaguari de Energia.

Jaguari Geração Companhia Jaguari de Geração de Energia.

JUCESP Junta Comercial do Estado de São Paulo.

Lei das Sociedades por Ações Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme posteriormente

aditada.

Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme posteriormente

aditada.

Lei de Concessões do Setor

Elétrico

Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995, conforme posteriormente

aditada.

Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico

Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004, conforme posteriormente

aditada.

Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998, conforme posteriormente

aditada.

Libor London Interbank Offered Rate.

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

11

MME Ministério das Minas e Energia.

Mococa Companhia Luz e Força Mococa.

MRE Mecanismo de Realocação de Energia, mecanismo financeiro que tem

o objetivo de otimizar os custos de operação no sistema energético

nacional.

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico.

Paulista Paulista Lajeado Energia S.A.

PCH Pequena Central Hidrelétrica.

PDEE Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica.

Perácio

Perácio Participações S.A.

PIE Produtor Independente de Energia, nos termos da Lei do Setor Elétrico.

PLD Preço de Liquidação de Diferenças, significa o preço, publicado pela CCEE para cada período de apuração em cada submercado do SIN, para a contabilização de posições contratuais no âmbito do CCEE.

Poder Concedente União Federal.

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

PPT Programa Prioritário de Termeletricidade.

Práticas Contábeis Adotadas no Brasil

Práticas contábeis adotadas no Brasil, em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, as normas e instruções da CVM, do CFC e pelas normas e pronunciamentos do IBRACON.

PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

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

RENCOR Reserva Nacional de Compensação da Remuneração.

RGE Rio Grande Energia S.A.

12

RTE Recomposição Tarifária Extraordinária.

SDE Secretaria de Direito Econômico.

SDT Sistema de Distribuição de Títulos da CETIP.

SEAE Secretaria de Acompanhamento Econômico.

Semesa Semesa S.A.

Serra da Mesa Serra da Mesa Energia S.A.

SIN Sistema Interligado Nacional.

SND Sistema Nacional de Debêntures da CETIP.

Subsidiárias Subsidiárias de Distribuição em conjunto com a CPFL Brasil, CPFL Cone

Sul e CPFL Geração.

Subsidiária de Distribuição CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz.

Sul Paulista Companhia Sul Paulista de Energia.

Taxa DI Taxa média diária do DI - Depósito Interfinanceiro de um dia, “over

extra-grupo”, expressa na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos

e cinqüenta e dois) dias úteis, calculada e divulgada pela CETIP.

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo.

Tractebel Tractebel Energia S.A.

TUSD Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição.

TUST Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.

UHE Usina Hidrelétrica.

VBC Energia VBC Energia S.A.

VBC Participações VBC Participações S.A.

Votorantim Energia Votorantim Energia Ltda.

UTE Usina Termelétrica.

13

RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora: CPFL Energia.

Valor Mobiliário: Debêntures.

Data de Emissão: 3 de setembro de 2007 (“Data de Emissão”).

Agente Fiduciário: SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda.

Banco Mandatário: Banco Bradesco.

Coordenador Líder: Citibank.

Coordenadores: Coordenador Líder e BB Banco de Investimento.

Valor Total da Oferta: Até R$ 450.000.000,00 (quatrocentos e cinqüenta milhões de reais).

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

Quantidade de Debêntures: Serão emitidas até 45.000 (quarenta e cinco mil) Debêntures.

Quantidade Adicional:

Quantidade adicional de Debêntures, a exclusivo critério da Emissora,

com a anuência dos Coordenadores, em montante que corresponda a,

no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Oferta, na Data

de Emissão, nos termos do parágrafo 2º do artigo 14, da Instrução

CVM n.º 400. Salvo se disposto de maneira diversa, as referências às

Debêntures também se aplicarão à Quantidade Adicional.

Lote Suplementar:

Lote suplementar de Debêntures, a critério dos Coordenadores,

equivalente a até 15% (quinze por cento) do Valor Total da Oferta, na

Data de Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM n.º 400

(“Lote Suplementar”). Salvo se disposto de maneira diversa, as

referências às Debêntures também se aplicarão ao Lote Adicional.

Valor Nominal Unitário

das Debêntures:

O Valor Nominal Unitário das Debêntures será de R$ 10.000,00

(dez mil reais).

Espécie: Quirografária.

Forma e Conversibilidade: Nominativas e escriturais, não conversíveis em ações.

Garantia As Debêntures não contarão com nenhum tipo de garantia.

14

Prazo e Data de Vencimento: As Debêntures terão prazo de 7 (sete) anos, contados a partir da Data

de Emissão, vencendo-se em 3 de setembro de 2014 (“Data de

Vencimento”).

Preço de Subscrição: As Debêntures serão subscritas e integralizadas pelo seu Valor

Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata

tempore, desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização

Remuneração das Debêntures: As Debêntures farão jus a uma remuneração (“Remuneração”)

equivalente à Taxa DI acrescida de spread de 0,45% ao ano.

Pagamento da Remuneração: A Remuneração das Debêntures será paga semestralmente a partir da

Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 3 de março de

2008 e o último, na Data de Vencimento.

Forma de Integralização: A integralização das Debêntures será à vista, em moeda corrente

nacional, no ato da subscrição.

Local de Pagamento: Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados

utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou CBLC. As

Debêntures que não estiverem custodiadas junto à CETIP e/ou CBLC

terão os seus pagamentos realizados pelo Banco Mandatário.

Amortização: O Valor Nominal Unitário será pago em três parcelas de igual valor, a

primeira a ser paga em 3 de setembro de 2012, a segunda em 3 de

setembro de 2013 e a última, na Data de Vencimento.

Colocação e Procedimento: As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob o regime de

garantia firme, com a intermediação dos Coordenadores de acordo

como plano de distribuição das Debêntures descrito na seção

“Características da Oferta” deste Prospecto, sendo que as Debêntures

serão registradas para colocação no mercado primário, no SDT,

operacionalizado pela CETIP, sendo a integralização das Debêntures

neste caso liquidada pela CETIP.

Negociação: As Debêntures serão registradas para negociação no mercado

secundário, no SND operacionalizado pela CETIP, com os negócios

liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP e/ou no BOVESPA

FIX, administrado pela BOVESPA, com os negócios liquidados e as

Debêntures custodiadas na CBLC.

15

Público Alvo: O público alvo da Oferta são investidores institucionais ou qualificados,

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

alterada, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores não

qualificados, fundos de investimentos, pessoas físicas ou jurídicas,

clientes ou não dos Coordenadores.

Inadequação do Investimento: A Oferta não é adequada aos investidores que necessitem de ampla

liquidez em seus títulos, uma vez que o mercado secundário para

negociação de debêntures é restrito.

Destinação dos Recursos: A presente Emissão integra a estratégia de captação de recursos da

Emissora para financiamento da aquisição da CMS Energy. A aquisição

da totalidade do capital CMS Energy foi realizada em 18 de junho de

2007 por meio da utilização da controlada Perácio, tendo sido

aprovada pela ANEEL em junho de 2007. Os recursos obtidos com a

Emissão das Debêntures, portanto, serão destinados ao pagamento

antecipado de dívida representada pelas Notas Promissórias de 4ª

Emissão da Emissora, cujos recursos foram utilizados no pagamento

da aquisição da CMS Energy (conforme definido na Seção “Destinação

dos Recursos” deste Prospecto).

Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora e

a Emissão poderão ser obtidos com a Emissora, com os

Coordenadores e com a CVM.

Quoruns de Deliberação Nas deliberações da Assembléia Geral de Debenturistas, a cada

Debênture caberá um voto. As alterações relativas (i) à Remuneração

ou às Datas de Pagamento da Remuneração, (ii) ao prazo de

vencimento das Debêntures e/ou (iii) aos eventos de vencimento

antecipado das Debêntures, deverão ser aprovadas por Debenturistas

que representem 90% (noventa por cento) das Debêntures em

Circulação. A renúncia à declaração de vencimento antecipado das

Debêntures, bem como toda e qualquer alteração nos termos e

condições desta Emissão, não mencionados nos itens (i) a (iii) acima,

inclusive a alteração dos Índices e Limites dependerá da aprovação de

Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por

cento) das Debêntures em Circulação.

16

SUMÁRIO DA EMISSORA

A presente seção contém um resumo das informações apresentadas em outras partes deste Prospecto acerca dos negócios da Emissora e de suas informações financeiras.

A Emissora é uma holding que, por intermédio de suas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia

elétrica no Brasil. A Emissora é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base no

volume de 31.778 GWh distribuído para mais de 5,7 milhões de consumidores em 2006. Em 30 de junho de

2007, a Potência Instalada de geração da Emissora era de 1.501 MW. Atualmente, a Emissora está

repotenciando determinados ativos de geração e construindo três novas usinas hidrelétricas, que se encontram

em diferentes estágios de construção. Por meio de tais medidas, a Emissora espera aumentar sua Potência

Instalada para 2.174 MW até o final de 2010. A CPFL Brasil continua na liderança do mercado de

comercialização de energia elétrica, com 23% de market share.

A Emissora 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, no

entanto, pode-se dizer que suas origens remontam à 16 de novembro de 1912, quando da constituição da

Companhia Paulista de Força e Luz, que resultou da fusão de quatro pequenas empresas de energia que

atuavam no interior paulista. Para mais informações sobre o histórico da Emissora, favor ver seção

“Informações Relativas à Emissora” - “Histórico da Emissora”.

A Emissora possui como estratégia maximizar sua lucratividade por meio da manutenção da posição de liderança

no segmento de distribuição e comercialização de energia no Brasil e da expansão de suas atividades de geração.

17

INFORMAÇÕES ACERCA DO FUTURO DA EMISSORA

Este Prospecto pode conter informações acerca das perspectivas do futuro da Emissora que refletem as

opiniões desta em relação ao seu desenvolvimento futuro e que, como em qualquer atividade econômica,

envolvem riscos e incertezas. Embora os administradores da Emissora acreditem que as informações acerca

das perspectivas do seu futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver

garantia de que o desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão

diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta seção e em

outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com toda a cautela e

diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento unicamente

baseada em previsões futuras ou expectativas. A Emissora não assume nenhuma obrigação de atualizar ou

revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro, exceto pelo que dispõe a regulamentação

aplicável.

18


19

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

• Emissora

• Coordenadores

• Banco Mandatário e Instituição Depositária

• Agente Fiduciário

• Consultores Legais

• Auditores

• Declaração da Emissora e do Coordenador Líder

20


21

INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

Emissora

Quaisquer outras informações sobre a Emissora, a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto à Emissora, no seguinte endereço: Rua Gomes de Carvalho, n.º 1.510, 14º andar, conjunto 1.402 São Paulo – SP At.: Sr. José Antonio de Almeida Filippo Diretor de Relações com Investidores Telefone: (19) 3756-8704 Fac-símile: (19) 3756-8777 Correio Eletrônico: [email protected] Coordenadores Quaisquer outras informações sobre a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto aos Coordenadores, nos seguintes endereços: Coordenador Líder Banco Citibank S.A. Av. Paulista n.º 1.111, 10º andar São Paulo – SP At.: Sr. Hamilton Agle Telefone: (11) 4009-2011 Fac-símile: (11) 4009-7558 Correio Eletrônico: [email protected] O Sr. Hamilton Agle, será responsável pelo atendimento do artigo 33, inciso III da Instrução CVM n.° 400. Coordenador BB Banco de Investimento S.A. Rua Senador Dantas, 105, 36º andar 20031-923, Rio de Janeiro – RJ At.: Srs. Luiz Henrique Mascarenhas/Paulo Francisco Laranjeira Junior Telefone: (21) 3808-3625 Fac-símile: (21) 3808-3239 Correio Eletrônico: [email protected]/[email protected] Banco Mandatário e Instituição Depositária O Banco Mandatário das Debêntures pode ser contatado no seguinte endereço: Banco Bradesco S.A. Cidade de Deus – Prédio Amarelo – 2º andar Osasco - Brasil At.: Sr.Airton Abel Galvão e Sr. José Donizetti de Oliveira Telefone: (11) 3684-5133 Fac-símile: (11) 3684-2714 Correio Eletrônico: [email protected]

22

Agente Fiduciário O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço: SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda. Rua Dr. Renato Paes de Barros, 717 , 6º andar 04530-001, São Paulo - SP At.: Felipe Coimbra Aloi André Telefone: (11) 3048-9763 Fac-símile: (11) 3048-9888 Correio Eletrônico: [email protected] Consultores Legais Os consultores legais da Emissora e dos Coordenadores podem ser contatados no seguinte endereço: Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados Alameda Joaquim Eugênio de Lima, n.º 447 01403-001 São Paulo - SP – Brasil At.: Sr. José Eduardo Carneiro Queiroz/Sra. Marina Anselmo Schneider Telefone: (11) 3147-7600 Fac-símile: (11) 3147-7770 Correio Eletrônico: [email protected]/[email protected] Auditores Os auditores responsáveis por auditar as demonstrações financeiras e proceder a revisão especial das informações financeiras da Emissora relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2007 podem ser contatados no seguinte endereço: KPMG Auditores independentes At.: Sr. Jarib Brisola Duarte Fogaça Telefone: (19) 2129-8700 Fac-símile: (19) 2129-8728 Correio Eletrônico: jfogaca@@kpmg.com Os auditores responsáveis por auditar as demonstrações financeiras da Emissora relativas ao exercícios findos em dezembro de 2006, 2005 e 2004 podem ser contatados no seguinte endereço: Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes At.: Sr. Walbert Antônio dos Santos Telefone: (19) 3707.3000 Fac-símile: (19) 3707.3001 Correio Eletrônico: [email protected]

23

Declaração da Emissora e do Coordenador Líder

Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400 pela Emissora

A Emissora declara que: (a) as informações constantes do Prospecto relativo à Emissão são verdadeiras,

consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores (i) o conhecimento da Emissão, das

Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas

atividades e quaisquer outras informações relevantes, e (ii) uma tomada de decisão fundamentada a respeito

das Debêntures, e (b) o Prospecto foi preparado de acordo com a Instrução CVM n.º 400 e demais normas e

regulamentos aplicáveis.

A declaração da Emissora anexa a este Prospecto foi assinada pelos diretores:

Sr. Reni Antonio da Silva - Diretor Vice-Presidente Estratégico e de Regulação

Sr. Wilson P. Ferreira Júnior - Diretor Presidente

Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400 pelo Coordenador Líder

O Coordenador Líder declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência para

assegurar que: (i) o Prospecto relativo à Emissão contem as informações relevantes necessárias ao

conhecimento, pelos investidores, da Emissão, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação

econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes; (ii)

o Prospecto foi preparado de acordo com as normas pertinentes, incluindo, mas não se limitando à Instrução

CVM n.º 400; e (iii) as informações prestadas pela Emissora no âmbito da Emissão constantes do Prospecto

são verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão

fundamentada a respeito das Debêntures e da Emissão.

A declaração do Coordenador Líder anexa a este Prospecto foi assinada pelos diretores:

Sr. Ricardo John Arroyo - Diretor Executivo

Sr. Gilberto Caldart - Diretor Vice-Presidente

Assunções, previsões e eventuais expectativas futuras constantes deste Prospecto estão sujeitas a incertezas

de natureza econômica, política e competitiva e não devem ser interpretadas como promessa ou garantia de

resultados futuros ou desempenho da Emissora. Os potenciais investidores deverão conduzir suas próprias

investigações acerca de eventuais tendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem como

acerca das metodologias e assunções em que se baseiam as discussões dessas tendências e previsões.

24


25

3. INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

• Coordenador Líder

• Coordenadores

26


27

INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES Coordenador Líder O Citi, do qual o Citibank é parte, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está presente em

mais de 100 países, reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com cerca de 300 mil

funcionários e possui ativos totais de US$ 1,5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas, entidades

governamentais e outras instituições, combinando recursos globais com forte presença local.

Presente há mais de 90 anos no Brasil, o Citibank conta hoje com mais de 5 mil funcionários, R$ 25,1 bilhões

em ativos totais e mais de 300 mil correntistas.

E, como parte integrante dessa organização, o Citibank, tem atuado continuamente e com forte presença no

segmento Citi Markets & Banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições,

project finance e empréstimos sindicalizados.

Em 2006, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$ 11,4 bilhões distribuídos a

investidores. O Citibank participou como coordenador das três maiores transações de renda fixa já realizadas

no mercado de capitais brasileiro, Companhia de Bebidas das Américas - AmBev, Telemar Norte Leste S.A. -

Telemar e Companhia Vale do Rio Doce - CVRD, sendo uma delas a primeira emissão de uma empresa

investment grade em escala global.

Em 2007 e até a presente data, o Citibank participou de diversas emissões no mercado de capitais brasileiro

de renda fixa, totalizando R$ 2,5 bilhões distribuídos a investidores.

Coordenador O BB Banco de Investimento, criado em outubro de 1988 como subsidiária integral do Banco do Brasil S.A.,

atua na prestação de consultoria financeira, estruturação e distribuição de operações de underwriting e

aquisição de participações em sociedades anônimas.

Em 2004, o BB Banco de Investimento permaneceu entre as maiores instituições financeiras na originação e

distribuição de operações de renda fixa no mercado de capitais doméstico, participando de 13 das 41

operações, com um volume de negócios superior a R$1,0 bilhão.

Em 2005, o BB Banco de Investimento liderou a terceira emissão de debêntures da Companhia Paranaense de

Energia – COPEL, o valor de R$400 milhões, a sexta emissão de debêntures da Telemar Participações S.A., no

valor de R$ 150 milhões, a terceira emissão de debêntures de Tupy S.A., no valor de R$251,9 milhões, a

primeira emissão da Termopernambuco S.A., no valor de R$450 milhões e a terceira emissão da Companhia

Energética do Rio Grande do Norte – COSERN, no valor de R$179 milhões. O BB Banco de Investimento foi

coordenador da décima emissão de debêntures da Itauleasing, no valor de R$1,35 bilhão, da segunda

emissão de Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$ 1 bilhão, da quinta emissão de debêntures da

Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, no valor de R$540 milhões, da sétima emissão de

debêntures de Aços Villares, no valor de R$285 milhões, dentre outras.

28

Em 2006, o BB Banco de Investimento liderou a primeira emissão de debêntures da Telemar Norte Leste

Participações S.A., no valor de R$2,16 bilhões, a quinta emissão de debêntures da Brasil Telecom S.A, no

valor de R$1,08 bilhão, a primeira emissão de notas promissórias da Cemig Geração e Transmissão S.A, no

valor de R$900 milhões, a primeira emissão de notas promissórias da Cemig Distribuição S.A, no valor de

R$300 milhões, a décima quarta emissão de debêntures de Braskem S.A., a quarta emissão de Copel, no

valor de R$600 milhões e a terceira emissão da Celpe, no valor de R$170 milhões. Foi coordenador da quarta

emissão de debêntures da Petroflex, no valor de R$160 milhões, da primeira emissão de debêntures da CPFL

Piratininga, no valor de R$400 milhões, da quarta emissão de debêntures da CSN, no valor de R$ 600 milhões,

da quarta emissão de debêntures da Vigor, no valor de R$50 milhões, da primeira emissão de BV Leasing –

Arrendamento Mercantil S.A, no valor de R$3,35 bilhões, a primeira emissão da Companhia de Bebidas das

Américas – Ambev, no valor de R$ 2,065 bilhões, a sétima emissão da Companhia Vale do Rio Doce, no valor

de R$5,5 bilhões, a terceira emissão da Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL, no valor de R$640 milhões,

a segunda emissão da BNDES Participações - BNDESPAR, no valor de R$600 milhões e a primeira emissão

de Notas promissórias de Furnas Centrais Elétricas S.A., no valor de R$130 milhões.

Em 2007, o BB Banco de Investimento liderou a segunda emissão de debêntures da Localiza Rent a Car S.A,

no valor de R$ 200 milhões. Participou da sétima emissão debêntures da Telemar Participações S.A, no valor

de R$ 250 milhões, a segunda emissão do BNDESPar, no valor de R$ 1,0 bilhão, da quarta emissão de notas

promissórias da Emissora, no valor de R$ 438,75 milhões e da primeira emissão de notas promissórias da

Telemar Participações S.A, no valor de R$ 4,8 bilhões.

Em operações de renda variável, o BB Banco de Investimento de 12 mil pontos de atendimento espalhados

por todo o país e pelo portal bb.com.br. No primeiro semestre de 2006, o BB Banco de Investimento

coordenou a maior oferta pública de ações dos últimos quatro anos do mercado de capitais brasileiro: a oferta

pública secundária de ações do Banco do Brasil. No total, foram vendidas 45.441.459 ações ordinárias de

propriedade do próprio Banco do Brasil, do BNDES e da PREVI que, precificadas a R$43,50, perfizeram um

montante de R$1.976.703.466,50. Desse total, R$ 523,1 milhões foram vendidos pelo Banco do Brasil no

varejo, através da sua rede de agências e do Canal Internet.

Outro ponto de destaque é o forte crescimento dos instrumentos de securitização, como os Fundos de

Direitos Creditórios – FIDC. No primeiro semestre de 2006, o BB Banco de Investimento coordenou as

operações da Sabesp e do Grupo Brasil, consolidando-se como grande competidor também nesse segmento.

No acumulado dos últimos quatro anos os negócios em underwriting já ultrapassam a marca de R$35 bilhões.

O BB Banco de Investimento conta ainda com ampla experiência em assessoria e estruturação de grandes

operações de fusões e aquisições envolvendo empresas dos setores de energia elétrica, portuário, transportes,

saneamento, dentre outros. Em projetos de privatização, foi vencedor de 13 dos 16 consórcios de que

participou.

29

4. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

• Características da Oferta

• Destinação dos Recursos

30


31

CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Esta Seção contém um resumo das características da Oferta, conforme estabelecidas na Escritura de Emissão, mas não substitui a leitura completa da Escritura de Emissão. Composição do Capital Social da Emissora

Em 30 de junho de 2007, o capital social da Emissora era de R$ 4.734.790 mil distribuído em 479.756.730

ações ordinárias, todas escriturais e sem valor nominal. Todas as ações ordinárias em circulação encontram-se

totalmente integralizadas.

A tabela abaixo demonstra a distribuição do capital social da Emissora em 30 de junho de 2007:

Acionista Ações Ordinárias

Quantidade % de Participação

VBC Energia S.A. 139.002.671 28,97

521 Participações S.A. 149.230.373 31,11

Bonaire Participações S.A. 60.713.511 12,65

Brumado Holdings S.A. 28.420.052 5,92

BNDES Participações S.A. 24.789.436 5,17

Membros do Conselho de Administração 3.112 0,00

Membros da Diretoria 30.795 0,01

Ações em Tesouraria 0 0,00

Outros 77.566.780 16,17

Total 479.756.730 100,00

Autorizações Societárias A Emissão foi aprovada pela Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 29 de agosto de

2007, devidamente arquivada perante a JUCESP, sob o n.º 339.250/07-7, em 11 de setembro de 2007, e

publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal Valor Econômico, em 13 de setembro de 2007.

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

Serão emitidas até 45.000 (quarenta e cinco mil) Debêntures, em série única, com valor nominal unitário de

R$ 10.000,00 (dez mil reais) (“Valor Nominal Unitário”), perfazendo o montante total de até R$

450.000.000,00 (quatrocentos e cinqüenta milhões de reais) (“Valor Total da Emissão”) na Data de Emissão

(definida abaixo).

De acordo com as condições de mercado e da demanda, pelos investidores, para aquisição das Debêntures, à

época da realização da colocação das Debêntures, a Emissão (i) poderá ser aumentada por lote suplementar,

a critério dos Coordenadores, equivalente a até 15% (quinze por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de

Emissão, nos termos do artigo 24, da Instrução CVM n.º 400 (“Lote Suplementar”) e (ii) poderá ser

aumentada, a exclusivo critério da Emissora, com a anuência dos Coordenadores, em montante que

corresponda a, no máximo, 20% (vinte por cento) do Valor Total da Emissão, na Data de Emissão, nos termos

32

do artigo 14, da Instrução CVM n.º 400 (“Quantidade Adicional”). Sem prejuízo do disposto nos parágrafos

abaixo, quaisquer Debêntures objeto de Lote Suplementar e/ou Quantidade Adicional serão colocadas

observados os procedimentos aplicáveis às demais Debêntures objeto da Emissão.

Conforme estipulado no Contrato de Distribuição, caso os Coordenadores decidam exercer a opção por Lote

Suplementar, deverão previamente enviar comunicação, por escrito, à Emissora neste sentido, a qual decidirá,

em comum acordo com os Coordenadores, sobre a conveniência da opção pelo Lote Suplementar. As

Debêntures objeto do Lote Suplementar serão colocadas sob regime de melhores esforços de colocação.

Caso a Emissora decida exercer sua opção de emitir uma Quantidade Adicional de Debêntures, os

Coordenadores poderão avaliar a possibilidade de realizar a colocação das Debêntures objeto da Quantidade

Adicional sob o regime de garantia firme de subscrição, nos termos do Contrato de Distribuição.

Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures é 3 de setembro de 2007 (“Data de Emissão”).

Número de Séries

A Emissão será realizada em série única.

Conversibilidade, Tipo e Forma

As Debêntures serão da forma nominativa, escritural, sem a emissão de cautela e não serão conversíveis em

ações de emissão da Emissora.

Espécie As Debêntures serão da espécie quirografária.

Prazo e Data de Vencimento

As Debêntures terão prazo de vigência de 7 (sete) anos contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto,

em 3 de setembro de 2014 (“Data de Vencimento”).

Colocação e Negociação

As Debêntures serão registradas (i) para colocação no mercado primário, no SDT, operacionalizado pela

CETIP, sendo a integralização das Debêntures liquidada pela CETIP; e (ii) para negociação no mercado

secundário, no SND operacionalizado pela CETIP, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na

CETIP e/ou no BOVESPA FIX, administrado pela BOVESPA, com os negócios liquidados e as Debêntures

custodiadas na CBLC.

Prazo e Forma de Subscrição e Integralização

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

33

Preço de Subscrição As Debêntures serão subscritas e integralizadas pelo seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração

(conforme definida abaixo), calculada pro rata tempore, por dias úteis, desde a Data de Emissão até a data da

efetiva integralização (“Valor de Integralização”). Plano de Distribuição das Debêntures A colocação das Debêntures será realizada de acordo com os procedimentos do sistema SDT, operacionalizado

pela CETIP, e do sistema BOVESPA FIX, da BOVESPA.

A colocação será pública, não existindo lotes mínimos ou máximos, com procedimento de bookbuilding apenas

para a definição da alocação das Debêntures entre os investidores interessados.

A colocação pública das Debêntures está condicionada à concessão do registro da Emissão pela CVM, a

disponibilização do Prospecto aos investidores e à publicação do presente Anúncio de Início.

Não será constituído fundo de sustentação de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez para as

Debêntures.

Não será firmado contrato de estabilização de preço das Debêntures.

Não será concedido qualquer tipo de desconto pelos Coordenadores aos investidores interessados em adquirir

Debêntures.

Observadas as disposições da regulamentação aplicável, os Coordenadores deverão realizar a distribuição

pública das Debêntures, de forma a assegurar: (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e

eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos seus clientes, e (iii) que os seus

representantes de venda recebam previamente o exemplar do Prospecto para leitura obrigatória e que suas

dúvidas possam ser esclarecidas por pessoa designada pelo Coordenador Líder para tal fim.

O público alvo da Emissão são investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no artigo 109 da

Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser atendidos

outros investidores não qualificados, fundos de investimentos, pessoas físicas ou jurídicas, clientes ou não dos

Coordenadores.

Os Coordenadores poderão revender, até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, as Debêntures

adquiridas em virtude do exercício da garantia firme de colocação, pelo seu Valor Nominal Unitário acrescido

da Remuneração, calculada pro rata tempore desde a Data de Emissão até a data de revenda. A revenda das

Debêntures pelos Coordenadores após a publicação do Anúncio de Encerramento e até a Data de Vencimento

das Debêntures, poderá ser feita pelo preço a ser apurado de acordo com as condições de mercado verificadas

à época. A revenda das Debêntures deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável e a decisão

dos Coordenadores sobre o exercício de tal faculdade será tomada com base nas condições do mercado e na

demanda pelas Debêntures à época.

34

Certificados de Debêntures Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins e efeitos, a titularidade das

Debêntures será comprovada pelo extrato emitido pelo Banco Mandatário. Adicionalmente, será expedido pelo

SND o “Relatório de Posição de Ativos” acompanhado de extrato em nome do titular da Debênture, emitido

pela instituição financeira responsável pela custódia das Debêntures quando depositadas no SND. Para as

Debêntures depositadas na CBLC, esta emitirá extrato de custódia em nome do titular da Debênture.

Remuneração das Debêntures

As Debêntures farão jus a uma remuneração equivalente à Taxa DI acrescida de spread de 0,45% ao ano,

base 252 dias.

A Remuneração será calculada de forma exponencial e cumulativa pro rata tempore por dias úteis decorridos,

incidentes sobre o Valor Nominal Unitário desde a Data de Emissão ou da data de vencimento do último

Período de Capitalização (conforme definida abaixo), conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento,

de acordo com a fórmula abaixo:

( )1 VNeJ −×= FatorJuros

onde:

J Valor unitário dos juros flutuantes, acrescido do Spread acumulado no período, calculado com

6 (seis) casas decimais, sem arredondamento, devidos no final de cada Período de

Capitalização.

VNe Valor Nominal Unitário ou saldo do Valor Nominal Unitário da Debênture informado/calculado

com 6 (seis) casas decimais, sem arredondamento.

FatorJuros Fator de juros composto pelo parâmetro de flutuação acrescido do Spread, calculado com 9

(nove) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

dFatorSpreaFatorDIFatorJuros ×=

onde:

FatorDI produtório das Taxas DI da data de início do Período de Capitalização (inclusive), até a data de

cálculo da Remuneração (exclusive), calculado com 8 (oito) casas decimais, com

arredondamento;

( )[ ]∏=

+=DIn

1kkTDI1DIFator

onde:

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

35

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

11100DITDI

252kd

kk −⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

onde:

k 1, 2, ..., n

DIk Taxa DI divulgada pela CETIP;

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

número inteiro;

FatorSpread Sobretaxa de juros fixos, calculada com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento;

⎪⎭

⎪⎬

⎫

⎪⎩

⎪⎨

⎧

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ += 1

100spread dFatorSprea

252DP

onde:

Spread Spread, informado com 4 (quatro) casas decimais;

DP número de dias úteis entre a Data de Pagamento de Remuneração anterior e a data atual,

sendo "DP" um número inteiro;

Observações:

(1) A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela

entidade responsável pelo seu cálculo.

(2) O fator resultante da expressão é considerado com 16 (dezesseis) casas decimais sem

arredondamento;

(3) Efetua-se o produtório dos fatores diários , sendo que a cada fator diário acumulado,

trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator diário, e assim

por diante até o último considerado.

Caso a Taxa DI não esteja disponível quando da apuração da Remuneração, será aplicada a última Taxa DI

aplicável que estiver disponível naquela data, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, tanto

por parte da Emissora quanto por parte dos Debenturistas, quando da divulgação da Taxa DI aplicável.

Na ausência da apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 5 (cinco) dias úteis, de extinção da

Taxa DI, ou de impossibilidade de aplicação por imposição legal ou determinação judicial, será aplicada

automaticamente no lugar da Taxa DI a taxa média dos financiamentos diários, com lastro em títulos federais,

apurados no Sistema Especial de Liquidação e Custódia ("Taxa Selic").

Na impossibilidade de aplicação da Taxa Selic, conforme referido neste item acima, será convocada pelo

Agente Fiduciário Assembléia Geral de Debenturistas, nos termos da Seção “Assembléia Geral de

Debenturistas” abaixo, a ser realizada no prazo máximo de 20 (vinte) dias corridos contados da data do

evento que der causa à convocação da referida Assembléia Geral de Debenturistas, para deliberar, de comum

36

acordo com a Emissora, a nova taxa de juros referencial da Remuneração das Debêntures, devendo as

Debêntures serem remuneradas nos mesmos níveis anteriores. Caso não haja acordo sobre a nova taxa de

juros referencial da Remuneração entre a Emissora e Debenturistas representando, no mínimo, 75% (setenta

e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das

alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no

prazo de 15 (quinze) dias corridos contados a partir da data da realização da respectiva Assembléia Geral de

Debenturistas, qual a alternativa escolhida:

(i) a Emissora deverá adquirir a totalidade das Debêntures em Circulação, no prazo de 30 (trinta)

dias corridos contados da data da realização da respectiva Assembléia Geral de Debenturistas,

pelo seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração das Debêntures devida até a data da

efetiva aquisição, calculada pro rata tempore, a partir da Data de Emissão ou da última Data de

Pagamento da Remuneração (conforme abaixo definido), o que ocorrer primeiro. As Debêntures

adquiridas nos termos deste item (i) serão canceladas pela Emissora. Nesta alternativa, para

cálculo da Remuneração das Debêntures a serem adquiridas, para cada dia do período em que

ocorra a ausência de taxas, será utilizada a última Taxa DI divulgada oficialmente; ou

(ii) a Emissora deverá amortizar a totalidade das Debêntures em Circulação, em cronograma a ser

estipulado pela Emissora, o qual não excederá o prazo de vencimento das Debêntures. Nesta

alternativa, durante o prazo de amortização das Debêntures pela Emissora (a) todos os

Debenturistas receberão o pagamento na mesma proporção e (b) a periodicidade do pagamento

da Remuneração das Debêntures será mantida, observado que, até a amortização integral das

Debêntures, será utilizada uma taxa de remuneração definida pelos Debenturistas e apresentada

à Emissora na referida Assembléia Geral de Debenturistas. Caso a respectiva taxa de

remuneração seja referenciada em prazo diferente de 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias

úteis, essa taxa deverá ser ajustada de modo a refletir a base de 252 (duzentos e cinqüenta e

dois) dias úteis.

Período de Capitalização

O período de capitalização da Remuneração ("Período de Capitalização") é, para o primeiro Período de

Capitalização, o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, inclusive, e termina na primeira Data de

Pagamento da Remuneração, inclusive, e, para os demais Períodos de Capitalização, o intervalo de tempo que

se inicia em uma Data de Pagamento da Remuneração, inclusive, e termina na Data de Pagamento da

Remuneração subseqüente, exclusive. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de

continuidade, até a Data de Vencimento.

Amortização

O Valor Nominal Unitário será pago em três parcelas de igual valor, a primeira a ser paga em 3 de setembro

de 2012, a segunda em 3 de setembro de 2013 e a última na Data de Vencimento.

Pagamento da Remuneração

A Remuneração das Debêntures será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro

pagamento em 3 de março de 2008 e o último, na Data de Vencimento.

37

Aquisição Facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures em Circulação, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário, acrescido da Remuneração, calculada pro rata tempore, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures objeto desse procedimento poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora, ou ser recolocadas no mercado. Resgate Antecipado Não haverá resgate antecipado das Debêntures. Repactuação Não haverá repactuação das Debêntures. Encargos Moratórios Ocorrendo impontualidade no pagamento pela Emissora de qualquer quantia devida aos titulares de Debêntures, os débitos em atraso vencidos e não pagos pela Emissora, ficarão, desde a data da inadimplência até a data do efetivo pagamento, sujeitos a, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial (i) multa convencional, irredutível e não compensatória, de 2% (dois por cento) e (ii) juros moratórios à razão de 1% (um por cento) ao mês. Atraso no Recebimento dos Pagamentos Sem prejuízo do disposto no item “Encargos Moratórios” acima, o não comparecimento do titular de Debêntures para receber o valor correspondente a qualquer das obrigações pecuniárias devidas pela Emissora, nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de qualquer acréscimo relativo ao atraso no recebimento, sendo-lhe, todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento. Vencimento Antecipado Observados os procedimentos estabelecidos nos itens 4.13.2. e 4.13.3 da Escritura de Emissão, conforme descritos no parágrafo abaixo, o Agente Fiduciário poderá declarar antecipadamente vencidas todas as Debêntures e exigir o imediato pagamento pela Emissora do Valor Nominal Unitário das Debêntures em Circulação, acrescido da Remuneração, calculada pro rata tempore, desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração até a data do seu efetivo pagamento, na ocorrência das seguintes hipóteses:

(a) vencimento antecipado ou inadimplemento, pela Emissora ou por qualquer de suas subsidiárias, de quaisquer obrigações financeiras a que estejam sujeitas, no mercado local ou internacional, em valor individual ou agregado superior a R$ 50.000.000,00 (cinqüenta milhões reais), ressalvada a hipótese de a Emissora ou qualquer de suas subsidiárias, conforme seja o caso, por meio de qualquer medida judicial ou arbitral cabível, contestar e evitar a formalização do referido vencimento antecipado ou inadimplemento, sem que para tanto tenha que garantir o juízo com pecúnia ou outros bens em valor correspondente ao montante acima destacado;

38

(b) alteração do controle direto ou indireto da Emissora e/ou de suas controladas, conforme existente na data deste Prospecto, sem prévia aprovação dos titulares das Debêntures reunidos em assembléia especialmente convocada para esse fim, excetuada a operação de alteração do controle direto ou indireto da Emissora após a qual ao menos duas das seguintes acionistas, Votorantim Energia, Camargo Corrêa Energia e Previ (“Acionistas”) mantenham, individualmente, ou em conjunto, nos termos definidos pelo Acordo de Acionistas da Emissora em vigor nesta data, a maioria das Ações Vinculadas ao Bloco de Controle (conforme definido no referido instrumento);

(c) liquidação, dissolução, cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária

da Emissora, exceto se após a conclusão da referida operação ao menos duas das Acionistas mantenham, individualmente, ou em conjunto, nos termos definidos pelo Acordo de Acionistas da Emissora em vigor nesta data, a maioria das Ações Vinculadas ao Bloco de Controle;

(d) realização de redução de capital social da Emissora, após a data de registro da Emissão junto à

CVM, sem que haja anuência prévia dos titulares das Debêntures, conforme disposto no artigo 174 da Lei das Sociedades por Ações;

(e) proposta pela Emissora, ou por qualquer de suas subsidiárias, a qualquer credor ou classe de

credores de plano de recuperação judicial ou extrajudicial, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; requerimento pela Emissora ou por qualquer de suas subsidiárias, de recuperação judicial, independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente ou, ainda, pedido de autofalência pela Emissora;

(f) protesto legítimo de títulos contra a Emissora, no mercado local ou internacional, em valor

individual ou agregado, superior a R$ 50.000.000,00 (cinqüenta milhões de reais), salvo se, no prazo de 30 (trinta) dias corridos contados do referido protesto, seja validamente comprovado pela Emissora que (a) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiros; (b) o protesto foi cancelado, ou (c) foram prestadas garantias em juízo;

(g) falta de cumprimento pela Emissora de qualquer obrigação não pecuniária prevista no presente

Contrato não sanada em 30 (trinta) dias corridos, contados da data do recebimento, pela Emissora, de aviso escrito que lhe for enviado pelo Agente Fiduciário;

(h) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela

Emissora no prazo de 30 (trinta) dias corridos; (i) não pagamento pela Emissora das obrigações pecuniárias devidas aos titulares das Debêntures

nas datas previstas na presente Escritura de Emissão, não sanado no prazo de 02 (dois) dias úteis, contados da data de vencimento original;

(j) pagamento de dividendos ou juros sobre capital próprio pela Emissora caso a Emissora esteja

inadimplente com as suas obrigações pecuniárias conforme descritas na Escritura de Emissão; (k) não cumprimento de qualquer decisão ou sentença judicial transitada em julgado contra a

Emissora, em valor agregado igual ou superior a R$ 50.000.000,00 (cinqüenta milhões de reais), ou seu valor equivalente em outras moedas no prazo de até 30 (trinta) dias corridos da data estipulada para pagamento;

39

(l) não observância pela Emissora por 2 (dois) trimestres consecutivos dos seguintes índices e limites

financeiros, os quais serão calculados pelo Agente Fiduciário, com base nas informações

financeiras dos 12 (doze) últimos meses, ao final de cada trimestre, em até 15 (quinze) dias após

a divulgação à CVM das respectivas demonstrações financeiras da Emissora, até o pagamento

integral dos valores devidos em virtude das Debêntures:

(i) relação entre Dívida Líquida da Emissora e EBITDA da Emissora menor ou igual a 3,75 vezes.

Para os fins deste item (i), considera-se como “Dívida Líquida” o endividamento oneroso total

menos as disponibilidades em caixa e aplicações financeiras da Emissora. Estão excluídos deste

cálculo a dívida com a Fundação Cesp (“Funcesp”), RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária

/ Parcela A (“RTE”) e CVA - Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” –

Portaria Interministerial 116 (adiamento da compensação de variações de valores da Parcela A

no período de 8 de Abril de 2003 a 7 de Abril de 2004) (“CVA”), e considera-se como “EBITDA”

(Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization) da Emissora, o lucro da Emissora

antes de juros, tributos, amortização e depreciação no período de 12 (doze) meses anteriores ao

fechamento de cada trimestre. Estão excluídos deste cálculo as receitas efetivamente originadas

por conta de RTE e CVA e a amortização dessas despesas; e

(ii) relação entre EBITDA da Emissora e Resultado Financeiro da Emissora maior ou igual a 2,25

vezes. Para os fins deste item (ii), considera-se como “Resultado Financeiro” da Emissora, a

diferença entre receitas financeiras e despesas financeiras no período de 12 (doze) meses

anteriores ao fechamento de cada trimestre, das quais deverão ser excluídos, para efeito da

apuração dos compromissos financeiros, os juros sobre capital próprio. O Resultado Financeiro

será apurado em módulo se for negativo e, ser for positivo, não será considerado para cálculo.

Estão excluídos deste cálculo os juros efetivamente desembolsados e/ou provisionados por

conta de RTE, CVA, Funcesp, bem como variações cambiais e monetárias sobre dívidas e caixa,

e por fim as despesas oriundas de provisões (que não tiveram impacto no fluxo de caixa da

Emissora, mas apenas registro contábil);

(m) transformação da Emissora em sociedade limitada; ou

(n) perda ou cassação, por qualquer motivo, das concessões de uma ou mais de suas subsidiárias.

Os eventos a que se referem os subitens (f), (g), (h), (i) e (k) acima somente serão considerados eventos de

vencimento antecipado após o final do prazo de 30 (trinta) dias ou, especificamente para o item (i), o prazo de

2 (dois) dias, neles referidos.

O valor de R$ 50.000.000,00 (cinqüenta milhões de reais) a que se referem os itens (a), (f) e (k) será

corrigido pela variação acumulada do IGP-M a partir da Data de Emissão.

Para os fins da Escritura de Emissão, “Data de Vencimento Antecipado” será qualquer uma das seguintes

datas: (i) ocorrendo qualquer dos eventos previstos nas alíneas (a), (b), (c), (e), (h), (i), (k) e/ou (m) deste

item “Vencimento Antecipado”, a data de vencimento antecipado das Debêntures será a data em que o Agente

Fiduciário tomar conhecimento do fato e imediatamente declarar o vencimento antecipado das Debêntures,

observado o prazo de cura aplicáveis a cada item, por meio de notificação enviada à Emissora, nos termos da

Cláusula Nona da Escritura de Emissão; e (ii) ocorrendo os eventos previstos nas alíneas (d), (f), (g), (j), (l)

40

e/ou (n) deste item “Vencimento Antecipado”, a data de vencimento antecipado das Debêntures será a data

em que se realizar a Assembléia Geral de Debenturistas mencionada abaixo, caso tal Assembléia Geral aprove

o vencimento antecipado das Debêntures.

A ocorrência de quaisquer dos eventos indicados nas alíneas (a), (b), (c), (e), (h), (i), (k) e/ou (m) deste item

“Vencimento Antecipado” acarretará no vencimento antecipado automático das Debêntures, observado o prazo

de cura aplicáveis a cada item. Na ocorrência dos eventos previstos nas alíneas (d), (f), (g), (j), (l) e/ou (n)

deste item “Vencimento Antecipado”, o Agente Fiduciário deverá convocar, em até 5 (cinco) dias úteis

contados da data em que tomar conhecimento do evento, Assembléia Especial de Debenturistas, para

deliberar sobre a eventual declaração do vencimento antecipado das Debêntures. A Assembléia de

Debenturistas a que se refere este item deverá ser realizada no prazo máximo de 15 (quinze) dias corridos a

contar da data de publicação do edital relativo à primeira convocação, ou no prazo máximo de 8 (oito) dias

corridos a contar da data de publicação do edital relativo à segunda convocação, se aplicável, sendo que na

hipótese de segunda convocação o respectivo edital deverá ser publicado no primeiro dia útil imediatamente

posterior à data indicada para a realização da Assembléia de Debenturistas nos termos da primeira

convocação.

Na Assembléia de Debenturistas mencionada neste item “Vencimento Antecipado” acima, que será instalada

observado o quorum previsto no item “Assembléia Geral de Debenturistas e Quoruns para Deliberação” desta

Seção, os Debenturistas poderão optar, por deliberação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75%

(setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação, por não declarar antecipadamente vencidas as

Debêntures. A não instalação da referida Assembléia de Debenturistas por falta de quorum, será interpretada

pelo Agente Fiduciário como uma opção dos Debenturistas em não declarar antecipadamente vencidas as

Debêntures.

Em caso de declaração do vencimento antecipado das Debêntures pelo Agente Fiduciário, a Emissora obriga-

se a efetuar o pagamento do Valor Nominal Unitário das Debêntures em Circulação, acrescido da

Remuneração calculada pro rata tempore, desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da

Remuneração, até a Data de Vencimento Antecipado, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos

pela Emissora nos termos da Escritura da Emissão, em até 5 (cinco) dias úteis contados da Data de

Vencimento Antecipado, mediante comunicação por escrito a ser enviada pelo Agente Fiduciário à Emissora

através de carta protocolada no endereço constante da Cláusula Nona da Escritura de Emissão, sob pena de,

em não o fazendo, ficar obrigada, ainda, ao pagamento dos encargos moratórios previstos no item “Encargos

Moratórios” desta Seção.

Prorrogação dos Prazos

Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação, até o primeiro dia

útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na

Cidade de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os casos cujos

pagamentos devam ser realizados pela CETIP ou pela CBLC, hipótese em que somente haverá prorrogação

quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo.

41

Local de Pagamento

Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados utilizando-se os procedimentos adotados

pela CETIP e/ou CBLC. As Debêntures que não estiverem custodiadas junto à CETIP e/ou CBLC terão os seus

pagamentos realizados junto ao Banco Mandatário.

Imunidade de Debenturistas

Caso qualquer Debenturista goze de algum tipo de imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar

ao Banco Mandatário, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis antes da data prevista para recebimento de

valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória dessa imunidade ou isenção tributária, sob

pena de ter descontados dos seus rendimentos os valores devidos nos termos da legislação tributária em

vigor.

Limite da Emissão

A Emissão atende ao limite estabelecido no caput do artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações, pois o valor

total das Debêntures da Emissão não ultrapassa o valor do capital social da Emissora que, em 30 de junho de

2007, totalizava R$ 4.734.790.000,00 (quatro bilhões, setecentos e trinta e quatro milhões, setecentos e

noventa mil reais)

Assembléia Geral de Debenturistas e Quoruns para Deliberação

Os titulares de Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em Assembléia Geral, de acordo com o

disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da

comunhão dos titulares de Debêntures.

A Assembléia Geral de Debenturistas poderá ser convocada pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por titulares

de Debêntures que representem, no mínimo, 10% (dez por cento) das Debêntures em Circulação, ou pela

CVM.

Aplicar-se-á à Assembléia Geral de Debenturistas, no que couber, o disposto na Lei das Sociedades por Ações,

a respeito das assembléias gerais de acionistas.

A Assembléia Geral de Debenturistas instalar-se-á, em primeira convocação, com a presença de titulares de

Debêntures que representem, no mínimo, metade das Debêntures em Circulação e, em segunda convocação,

com qualquer número.

Cada Debênture conferirá a seu titular o direito a um voto nas Assembléias Gerais de Debenturistas, sendo

admitida à constituição de mandatários, titulares de Debêntures ou não. Para efeitos de quorum de

deliberação não serão computados, ainda, os votos em branco.

Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas Assembléias Gerais de Debenturistas.

O Agente Fiduciário deverá comparecer à Assembléia Geral de Debenturistas e prestar aos titulares de

Debêntures as informações que lhe forem solicitadas.

42

A presidência da Assembléia Geral de Debenturistas caberá ao debenturista eleito pelos titulares das Debêntures ou àquele que for designado pela CVM. As alterações relativas (i) à Remuneração ou às Datas de Pagamento da Remuneração, (ii) ao prazo de vencimento das Debêntures e/ou (iii) aos eventos de vencimento antecipado das Debêntures, deverão ser aprovadas por Debenturistas que representem 90% (noventa por cento) das Debêntures em Circulação. A renúncia à declaração de vencimento antecipado das Debêntures, bem como toda e qualquer alteração nos termos e condições desta Emissão não mencionados nos itens (i) a (iii) acima, inclusive a alteração dos Índices e Limites dependerá da aprovação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação. A definição de nova taxa de remuneração para as Debêntures, na hipótese da impossibilidade de aplicação da Taxa Selic, conforme descrito no item “Remuneração das Debêntures” acima dependerá da aprovação de Debenturistas que representem, no mínimo, 75% (setenta e cinco por cento das Debêntures). Publicidade Todos os atos e decisões decorrentes da Emissão que, de qualquer forma, vierem a envolver interesses dos titulares das Debêntures, deverão ser veiculados na forma de avisos nos mesmos jornais em que a Emissora publica as informações societárias, no Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico, devendo a Emissora comunicar o Agente Fiduciário da realização da publicação. Classificação de Risco A Emissora contratou a Standard & Poor´s para a elaboração de súmula de classificação de risco para esta Emissão. A súmula encontra-se anexa a este Prospecto. Locais onde as Debêntures Podem ser Adquiridas Os interessados em adquirir Debêntures poderão contatar os Coordenadores da Distribuição Pública em quaisquer dos endereços abaixo indicados: Coordenador Líder Banco Citibank S.A. Av. Paulista n.º 1.111, 10º andar São Paulo – SP At.: Sr. Hamilton Agle Telefone: (11) 4009-2011 Fac-símile: (11) 4009-7558 Correio Eletrônico: [email protected] Coordenador BB Banco de Investimento S.A. Rua Senador Dantas, 105, 36º andar 20031-923, Rio de Janeiro – RJ At.: Srs. Luiz Henrique Mascarenhas/Paulo Francisco Laranjeira Junior Telefone: (21) 3808-3625 Fac-símile: (21) 3808-3239 Correio Eletrônico: [email protected]/[email protected]

43

Informações Complementares Quaisquer informações complementares sobre a Emissora e a Emissão poderão ser obtidas na CVM ou na sede da Emissora e dos Coordenadores, nos endereços constantes acima. Público Alvo da Oferta O público alvo da Emissão são investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM n.º 409, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores não qualificados, fundos de investimentos, pessoas físicas ou jurídicas, clientes ou não dos Coordenadores Declaração de Inadequação de Investimento As Debêntures objeto da Oferta não são adequadas a investidores que necessitem de ampla liquidez em seus títulos, uma vez que o mercado secundário para negociação de debêntures é restrito. Contrato de Distribuição de Valores Mobiliários Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, e da Instrução CVM n.º 400, foi celebrado o Contrato de Distribuição, por meio do qual a Emissora contratou os Coordenadores para realizar a colocação das Debêntures junto ao público. A cópia do Contrato de Distribuição pode ser obtida no endereço da Emissora e dos Coordenadores da Oferta, conforme indicados na Seção “Informações Sobre os Administradores, Consultores e Auditores”. Cronograma de Etapas da Oferta As datas indicadas na tabela abaixo são baseadas nas expectativas da Emissora e dos Coordenadores e, portanto, estão sujeitas a alterações.

Início da Oferta A Oferta, devidamente registrada perante CVM, terá início após a publicação do

Anúncio de Início, que está prevista para ocorrer a partir do dia 24 de outubro de

2007.

Prazo de Colocação das

Debêntures sob o

regime de Garantia

Firme

5 (cinco) dias úteis, a partir da publicação do Anúncio de Início, ou seja, caso o

Anúncio de Início seja publicado em 24 de outubro de 2007, o prazo de colocação

encerrar-se-á no dia 31 de outubro de 2007.

Manifestação de

aceitação da Oferta

pelos investidores

Iniciada a Oferta, os investidores interessados poderão manifestar a sua intenção

de adquirir Debêntures no âmbito da Oferta, aos Coordenadores, a qualquer

momento durante o Prazo de Colocação, ou seja, caso o Anúncio de Início seja

publicado em 24 de outubro de 2007.

Subscrição e

Integralização das

Debêntures

A subscrição das Debêntures será formalizada por meio da assinatura dos

respectivos boletins de subscrição. A integralização das Debêntures deverá ser

efetuada à vista, em moeda corrente nacional, no ato da assinatura dos

respectivos boletins de subscrição.

44

Restituição de Valores

nos termos dos artigos

30 e 31 da Instrução

CVM n.º 400

Na hipótese de não conclusão da Oferta, por qualquer motivo, os investidores que

já tiverem subscrito e integralizado Debêntures receberão os montantes utilizados

na integralização de Debêntures no prazo a ser indicado no Anúncio de Início,

deduzidos dos encargos e tributos devidos, sem qualquer remuneração.

Na hipótese de restituição de quaisquer valores aos investidores, conforme

previsto acima, os investidores deverão fornecer recibo de quitação relativo aos

valores restituídos, bem como efetuar a devolução dos boletins de subscrição das

Debêntures cujos valores tenham sido restituídos.

Modificação ou

Revogação da Oferta

Os Coordenadores divulgarão imediatamente, aos investidores, notícia sobre

eventual modificação ou revogação da Oferta, por meio dos mesmos meios

utilizados para divulgação do Anúncio de Início.

Prazo para manifestação

de aceitação da Oferta

pelos investidores, na

hipótese de modificação

das condições da Oferta

Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já

tiverem aderido à Oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua

aceitação da Oferta no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados da comunicação do

Coordenador Líder. A manutenção da aceitação da Oferta será presumida em caso

de silêncio.

Prazo para restituição de

valores aos investidores

na hipótese de

modificação ou

revogação da Oferta

Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação

ou (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos

investidores na subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente

restituídos aos respectivos investidores no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados

da manifestação nesse sentido pelo investidor, sem qualquer remuneração ou

atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos.

Prazo e Forma para

revenda, pelo

Coordenador, das

Debêntures por ele

adquiridas no âmbito da

Oferta no caso de

exercício da garantia

firme

A qualquer momento entre o registro da Oferta perante a CVM e a liquidação da

Oferta, pelo Valor Nominal Unitário das Debêntures acrescido da Remuneração,

calculada pro rata tempore desde a Data de Emissão até a data do efetivo

pagamento. A revenda das Debêntures pelos Coordenadores após a publicação do

anúncio de encerramento da distribuição pública e até a Data de Vencimento das

Debêntures, poderá ser feita pelo preço a ser apurado de acordo com as

condições de mercado verificadas à época. A revenda das Debêntures aqui

mencionada deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.

Divulgação do Resultado

da Oferta

O resultado da Oferta será divulgado ao seu término, por meio da publicação do

anúncio de encerramento da Oferta nos jornais indicados no item “Publicidade”

desta Seção.

45

Regime de Distribuição Os Coordenadores realizarão a distribuição pública das Debêntures sob regime de garantia firme de subscrição, sem qualquer solidariedade entre os Coordenadores sendo atribuída, para fins do regime de garantia firme, a cada Coordenador a quantidade de Debêntures a seguir:

Coordenador Volume Máximo em Garantia Firme Citibank Até 225.000.000,00 (duzentos e vinte e cinco milhões de reais)

BB Banco de Investimento Até 225.000.000,00 (duzentos e vinte e cinco milhões de reais) Total Até 450.000.000,00 (quatrocentos e cinqüenta milhões de

reais) A garantia firme prestada pelos Coordenadores permanecerá válida até a subscrição e a integralização das Debêntures. Remuneração A título de remuneração pelos serviços previstos no Contrato de Distribuição, a Emissora pagará aos Coordenadores a remuneração descrita a seguir:

(i) Comissão de Coordenação e Estruturação: equivalente a 0,10% (dez centésimos por cento) para os Coordenadores, incidente sobre o número total de Debêntures emitidas multiplicado pelo Preço de Subscrição;

(ii) Comissão de Colocação: equivalente a 0,10% (dez centésimos por cento) incidente sobre o número

de Debêntures efetivamente subscrito e integralizado multiplicado pelo Preço de Subscrição; e

(iii) Prêmio de Garantia Firme: equivalente a 0,10% (dez centésimos por cento) incidente sobre o número total de Debêntures objeto do regime de garantia firme multiplicado pelo Preço de Subscrição, independentemente do efetivo exercício da garantia firme.

Demonstrativo do Custo da Distribuição

Custos para a Emissora Montante * (R$) % sobre o total da Oferta *

Comissão de Coordenação e Estruturação 450.000,00 0,10

Comissão de Colocação 450.000,00 0,10

Prêmio de Prestação de Garantia Firme 450.000,00 0,10

Taxa para registro na CVM 82.870,00 0,018

Taxa ANBID 9.000,00 0,002

Assessores Legais 95.000,00 0,021 Auditores Externos 173.000,00 0,038 Agência de Classificação de Risco 42.000,00 0,009 Agências de Publicidade 154.000,00 0,034 Outros Custos** 25.000,00 0,005 Total dos custos 1.930.870,00 0,429 Montante líquido para a Emissora 448.069.130,00 99,571 * Valores arredondados considerando emissão de R$ 450.000.000,00

** Inclui custos com viagens, hospedagem e refeições.

46

Preço por

Debênture (R$) Custo por

Debênture (R$) Montante líquido

para a Emissora (R$)

10.000,00 42,90 9.957,10

Contrato de Garantia de Liquidez e Contrato de Estabilização de Preço

Não será constituído fundo de manutenção de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez ou

estabilização de preço para as Debêntures.

Relacionamento da Emissora com os Coordenadores Coordenador Líder:

Além das operações relacionadas com a presente Emissão, o Coordenador Líder, mantém relações comerciais

com a Emissora, incluindo operações de crédito, assessoria econômico-financeira, inclusive para a aquisição da

CMS Energy, e operações de tesouraria e investimentos. O Citibank também é provedor de serviços bancários

como de recebimentos e pagamentos.

Coordenador:

O BB Banco de Investimento relaciona-se com a Emissora por meio de seu controlador, o Banco do Brasil S.A.,

o qual presta serviços para a Emissora em transações comerciais usuais no mercado financeiro, tais como,

entre outros, serviços de folha de pagamento e serviços de convênio de arrecadação.

47

DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

A presente Emissão integra a estratégia de captação de recursos da Emissora para financiamento da aquisição

da CMS Energy. A aquisição da totalidade do capital CMS Energy foi realizada em 18 de junho de 2007 por

meio da utilização da controlada Perácio, tendo sido aprovada pela ANEEL em junho de 2007.

Os recursos obtidos com a Emissão das Debêntures, portanto, serão destinados ao pagamento antecipado de

dívida representada pelas Notas Promissórias de 4ª Emissão da Emissora, cujos recursos foram utilizados no

pagamento da aquisição da CMS Energy. A 4ª Emissão é composta por 39 Notas Promissórias com o valor

nominal unitário de R$ 11.250.000,00 (onze milhões duzentos e cinqüenta milhões de reais), totalizando o

valor de R$ 438.750.000,00 (quatrocentos e trinta e oito milhões, setecentos e cinqüenta mil reais). As Notas

Promissórias têm prazo de validade de 180 dias, vencendo-se em 12 de dezembro de 2007. As Notas

Promissórias são remuneradas à taxa de 101,90% (cento e um inteiros e noventa centésimos por cento) da

Taxa DI, a serem pagos na data de vencimento. O saldo devedor das Notas Promissórias de 4ª Emissão

totalizava, em 30 de junho de 2007, R$ 440.554 mil.

Para mais informações sobre as Notas Promissórias da 4ª Emissão favor ver Seção “Informações sobre Títulos

e Valores Mobiliários Emitidos” neste Prospecto.

48


49

5. FATORES DE RISCO

• Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

• Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro

• Riscos Relacionados à Emissora

• Riscos Relacionados à Oferta

50


51

FATORES DE RISCO Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures, os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de sua própria situação financeira e de seus objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos a seguir. Caso algum destes riscos venha a se concretizar, as condições financeiras, os negócios e os resultados das operações da Emissora poderão ser afetados de forma negativa. RISCOS RELACIONADOS A FATORES MACROECONÔMICOS Efeitos da Política Econômica do Governo Federal

Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do País realizando, ocasionalmente, mudanças

drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do Governo brasileiro para controlar a inflação e

implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação das

taxas de câmbio, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica,

entre outras medidas. Essas medidas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos

significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.

Discutem-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou medidas que

poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma tributária,

parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista.

Não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo Governo Federal

e qual será o impacto dessas medidas sobre a Emissora. A adoção de medidas que possam resultar em

eventuais flutuações das taxas de câmbio, indexação da economia, instabilidade de preços, elevação de taxas

de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar negativamente os negócios, a condição financeira, a

capacidade de geração de caixa e os resultados operacionais da Emissora, dificultando o pagamento das

Debêntures.

Efeitos da Política Antiinflacionária do Governo Federal O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a

implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando

desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resultam na

necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada.

A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca

dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.

Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 6,0%, 4,0%, 3,5%, 8,5%, 5,5% e 4,5% como metas

para a variação do IPCA para os anos de 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 e 2005, respectivamente, com

intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retro mencionadas. Em

2000, a meta foi cumprida, com a inflação medida pelo IPCA atingindo 6,0%. Nos anos de 2001, 2002, 2003,

2004 e 2005, entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 7,7%, em 2001, 12,5%,

52

em 2002, 9,30%,em 2003, 7,6%, em 2004 e 5,69% em 2005. Para 2006 a meta de inflação foi fixada em

4,5%, sendo que tal meta foi cumprida, visto que a inflação atingiu 3,14% no referido ano. A meta de inflação

para 2007 foi fixada em 4,5%. Não existe garantia de que esta meta será alcançada.

A inflação medida pelo IGPM foi de 10,37%, em 2001, 25,30%, em 2002, 8,69%, em 2003, 12,42%, em

2004, 1,20%, em 2005 e 3,83% em 2006.

Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado

de suas operações poderão ser afetados negativamente.

Efeitos da Instabilidade da Taxa de Câmbio

A moeda brasileira sofreu desvalorizações freqüentes em relação ao dólar norte-americano nos últimos anos.

Os resultados financeiros da Emissora podem ser afetados pela desvalorização da moeda, principalmente

porque parte de suas obrigações relativas à aquisição de eletricidade e parte de suas dívidas têm seu valor

vinculado à cotação do dólar norte-americano, enquanto sua receita é obtida em reais. Dentre os impactos

causados por uma possível futura desvalorização do real, destaca-se o aumento dos pagamentos de encargos

das dívidas da Emissora denominadas em moeda estrangeira. Nessa hipótese, os resultados financeiros da

Emissora poderão ser afetados negativamente. Exposição à Variação de Taxas de Juros

O COPOM estabelece as taxas de juros básicas para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de

juros básica tem oscilado, chegando a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caindo para 15,25% em

17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00%

para 18,00%. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5

pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até

junho de 2003, quando o COPOM iniciou sua redução. Posteriormente, ao longo do ano de 2004 e nos

primeiros meses de 2005, a taxa de juros básica voltou a sofrer majoração por decisão do COPOM. No

segundo semestre de 2005, o COPOM iniciou um novo processo de redução da taxa de juros básica,

culminando em dezembro de 2005 em uma redução para 18%. Em 2006, a taxa básica de juros variou entre

17,25% e 13,25%. Na data deste Prospecto, a taxa básica de juros era de 11,50% ao ano.

No caso de variação das taxas de juros praticadas no mercado, as eventuais diferenças de indexadores dos

ativos e passivos da Emissora poderão resultar em aumento das despesas financeiras relacionadas com o

custo das dívidas da Emissora, assim como as receitas financeiras correspondentes aos ativos. A ocorrência de

tal situação poderá afetar os negócios, a condição financeira da Emissora e o resultado de suas operações.

Efeitos do Aumento de Percepção do Risco da Economia Brasileira

O mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras sofre grande influência das condições

econômicas e de mercado do Brasil e, em determinado grau, de outros países da América Latina, bem como

de outras economias emergentes. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a

reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a

sofrer flutuações.

53

No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de moeda estrangeira investida no País. Por exemplo, em 2001, após uma prolongada recessão seguida por instabilidade política, a Argentina anunciou que não mais honraria o serviço de sua dívida pública, o que afetou de maneira negativa a percepção dos investidores quanto aos valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras. Crises políticas ou econômicas que ocorrem na América Latina têm um impacto sobre a percepção dos riscos inerentes a investimentos na região, incluindo o Brasil. Caso ocorram eventos políticos, econômicos e sociais em outros países de economia emergente que afetem negativamente o País, pelas razões indicadas acima, isso poderá ter um efeito adverso para a Emissora. RISCOS RELATIVOS AO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Regulação do Setor Elétrico A Emissora é uma importante companhia do setor elétrico brasileiro, que distribui energia elétrica para consumidores nos Estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul e que gera e comercializa energia elétrica 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 elétrico, continua sujeita à regulamentação por resoluções da ANEEL, e, atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações Diretas de Inconstitucionalidade n.º 3090 e n.º 3100 (“ADINs”). 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 ADINs 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. No dia 08 de abril de 2005 o julgamento das ADINs foi novamente suspenso em virtude do pedido de vista por um dos Ministros; contudo, nesse julgamento houve 5 votos em favor da Nova Lei e 2 desfavoráveis. No dia 11 de outubro de 2006, o STF decidiu, por maioria, indeferir a medida cautelar solicitada nas ADINS. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito. 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 elétrico. As modificações introduzidas pela a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE; (iv) a criação de novos órgãos setoriais; e (v) a alteração nas competências do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL.

54

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 difícil de prever, mas pode afetar de maneira adversa os

negócios da Emissora e o resultado de suas operações. Veja a seção “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

Regulamentação Tarifária do Setor Elétrico e Política Tarifária A ANEEL dispõe de ampla discricionariedade para determinar as tarifas pelo fornecimento de energia elétrica.

As tarifas praticadas pelas Subsidiárias de Distribuição são determinadas de acordo com Contratos de

Concessão celebrados com o Poder Concedente e em conformidade com as competências da ANEEL.

Os Contratos de Concessão das Subsidiárias de Distribuição estabelecem um mecanismo de fixação de tarifas

que admite três tipos de reajustes tarifários: (1) o reajuste anual; (2) a revisão periódica e (3) a revisão

extraordinária. As Subsidiárias de Distribuição podem 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 custos cujo

controle não gerencia, 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 identificar a variação dos custos incorridos pelas

Subsidiárias de Distribuição, bem como determinar um fator de redução do IGP-M a ser aplicado nos reajustes

anuais subseqüentes, de modo que as Subsidiárias de Distribuição compartilhem ganhos de produtividade com

seus consumidores. As Subsidiárias de Distribuição podem, ainda, requerer uma revisão extraordinária de suas

tarifas, caso custos imprevisíveis venham a alterar de maneira significativa sua estrutura de custos.

Não é possível garantir que a ANEEL irá estabelecer tarifas que beneficiem as Subsidiárias de Distribuição.

Ademais, à medida que quaisquer desses reajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, a

situação financeira das Subsidiárias de Distribuição e o resultado de suas operações poderão ser adversamente

afetados, o que afetará os resultados da Emissora. Para maiores informações sobre a ANEEL, veja a seção

“Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

Imprecisão no Cálculo da Demanda de Energia Elétrica A Emissora depende de condições hidrológicas favoráveis nas regiões geográficas em que opera. Em 2006, 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 91% da

energia elétrica gerada no Brasil proveio de hidrelétricas e nos primeiros quatro meses de 2007, de acordo

com a mesma fonte de informação, mais de 94% da energia elétrica gerada no Brasil proveio de hidrelétricas.

As regiões de atuação da Emissora estão sujeitas 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 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 elétrica. A Emissora não pode assegurar que

períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente seu resultado

operacional futuro.

55

Escassez e Racionamento de Energia Elétrica A energia gerada por usinas hidrelétricas é a principal fonte de eletricidade do Brasil, representando

aproximadamente 78% da Potência 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 hidrelétricas

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 Racionamento 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 enfrentar 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 a situação financeira e o

resultado das operações da Emissora.

Matriz Energética do Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geração hidráulica de energia,

enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia

além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos do País. O controle do nível dos reservatórios

efetuado pelo ONS busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das

usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para

situações de emergência.

Grande parte da capacidade geradora das geradoras em que participa a Emissora é hidráulica e depende,

significativamente, do volume de água das bacias dos rios em que se situam as PCHs e as UHEs. Chuvas

escassas, enchentes ou qualquer outro fator natural podem causar impacto na capacidade geradora das

empresas geradoras de energia elétrica, aumentando ou reduzindo o nível de seus reservatórios, afetando o

montante de energia produzido pela Emissora e, consequentemente, suas vendas e resultados operacionais.

Projeto de Reforma das Agências Reguladoras

Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle

social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre

outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os

Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela

qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações

dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável

pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.

Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,

passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada –, a ter maior

atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas

não afetarão negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Emissora.

56

Investimentos em Instalações A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração e distribuição de

energia elétrica 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;

• interferências 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 vivenciar esses ou outros problemas, a Emissora pode não ser capaz de gerar e distribuir energia elétrica

em quantidades compatíveis com suas projeções, o que pode vir a afetar sua situação financeira de maneira

adversa e o resultado de suas operações. A Emissora não possui cobertura de seguro para riscos como esses,

incluindo riscos relacionados a certos fenômenos naturais e terremotos.

Impactos da regulamentação ambiental e de segurança do trabalho

As atividades de geração e distribuição da Emissora estão sujeitas à legislação federal e estadual abrangente,

bem como à fiscalização por agências governamentais brasileiras, responsáveis pela implementação de leis e

políticas ambientais e de segurança do trabalho. Essas agências podem tomar medidas contra a Emissora em

caso de descumprimento da 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 obrigue a Emissora a redirecionar seus investimentos de forma para

atender essa regulamentação e, conseqüentemente, desviar recursos dos investimentos planejados. Tal desvio

pode afetar de maneira adversa a situação financeira da Emissora e o resultado de suas operações.

RISCOS RELACIONADOS À EMISSORA

Perda da Concessão Nos termos da Lei de Concessões, uma concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas

circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do contrato de

concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e intervenção

em situações descritas nos contratos de concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao

Poder Concedente. Os contratos de concessão prevêem o direito a indenização na ocorrência de eventual

extinção da concessão. No caso de extinção da concessão de qualquer das Subsidiárias, não é possível

assegurar, na data deste Prospecto, que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro

relativo aos ativos ainda não totalmente amortizados ou depreciados.

57

A extinção antecipada de qualquer dos Contratos de concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar significativos impactos nos resultados da Emissora e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. As regras para a renovação da concessão, bem como da sua caducidade ainda estão por serem definidas pela ANEEL. Sanções Oriundas do Contrato de Concessão A Emissora conduz suas atividades de geração e distribuição em conformidade com os Contratos de Concessão celebrados com o Poder Concedente, por meio da ANEEL. A duração de tais concessões varia de 30 a 35 anos, sendo que o término da primeira de concessão outorgada à Emissora ocorrerá em 2027. A ANEEL pode impor penalidades à Emissora caso deixemos de cumprir com qualquer disposição dos 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 extinguir qualquer das concessões antes do final de seu prazo no caso de falência ou liquidação ou por meio de encampação. Atualmente a Emissora está cumprindo com todas as condições relevantes dos Contratos de Concessão. No entanto, não pode garantir que não será penalizada pela ANEEL por descumprimentos dos Contratos de Concessão ou que suas concessões não serão extintas no futuro. A indenização a ser paga à Emissora na hipótese de extinção da concessão pode não ser suficiente para recuperar o valor integral de certos ativos. Caso qualquer Contrato de Concessão seja rescindido em virtude de descumprimento de obrigações pela Emissora, o valor efetivo de compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira significativa, por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à Emissora, ou a extinção de qualquer de suas concessões, pode afetar de maneira adversa sua situação financeira e seu resultado operacional. Perda de Consumidores Livres A Emissora, por meio de suas Subsidiárias Distribuidoras, é titular de concessões para distribuição de energia elétrica em 285 municípios no Estado de São Paulo, 262 municípios no Estado do Rio Grande do Sul e três municípios no Paraná, totalizando 550 municípios. Dentro de sua área de concessão, a Emissora não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica de baixa tensão a consumidores residenciais, comerciais e industriais. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Emissora na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como “consumidores potencialmente livres”, aos quais as distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. De forma geral, os consumidores potencialmente livres são aqueles 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 elétrica depois que expirarem

58

seus contratos em vigor ou, ainda, na hipótese de contrato com prazo indeterminado, a partir do ano subseqüente ao ano da declaração formal desta opção. Em 2006, as Subsidiárias Distribuidoras atenderam a um total de 59 consumidores potencialmente livres, que representaram aproximadamente 3,2% da receita operacional líquida da Emissora e aproximadamente 4% da quantidade total de energia elétrica vendida pelas Subsidiárias Distribuidoras no ano. 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 fontes renováveis de energia, como pequenas usinas hidrelétricas ou biomassa. Em 2006, as Subsidiárias de Distribuição forneceram energia elétrica a 1.413 consumidores com essas características, representando aproximadamente 21% da energia elétrica vendida e 18,1% da receita líquida da Emissora no mesmo período.

Com a regulamentação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, argumenta-se sobre 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 elétrica. A decisão dos consumidores potencialmente livres da Emissora

de se tornarem consumidores livres e comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar de

maneira adversa a participação da Emissora no mercado e o resultado de suas operações.

Exposição à Variação de Taxas de Juros Em 30 de junho de 2007, aproximadamente 95% do endividamento total da Emissora 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 5% 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, as despesas financeiras da Emissora aumentarão.

Restrições Contratuais à Capacidade de Endividamento da Emissora e Vencimento Antecipado das Dívidas Existentes

A Emissora tem endividamento e obrigações de pagamento de principal e juros relativas a financiamentos em

valor significativo. Em 30 de junho de 2007, o endividamento da Emissora correspondia a R$ 5.637 milhões.

Adicionalmente, a Emissora poderá incorrer em endividamentos adicionais, periodicamente, para financiar

aquisições estratégicas, investimentos, joint ventures ou para outros propósitos, sujeitos às restrições

aplicáveis aos financiamentos atuais da Emissora. Caso a Emissora incorra em endividamentos adicionais, os

riscos relacionados ao endividamento elevado, incluindo a habilidade de pagar pontualmente o principal e

juros dos financiamentos, inclusive das Debêntures, podem aumentar.

Riscos Decorrentes do Objeto Social da Emissora (Holding)

A Emissora se encontra estruturada como uma sociedade de participações (holding), dependente, portanto,

dos recursos oriundos de suas Subsidiárias operacionais para realizar os pagamentos dos montantes devidos

em relação às Debêntures. Essas Subsidiárias são, em geral, pessoas jurídicas independentes e distintas e não

têm qualquer obrigação de pagar valores devidos em virtude das Debêntures ou de disponibilizar recursos

para o cumprimento de obrigações pecuniárias da Emissora, seja por meio de pagamento de dividendos,

empréstimos ou outra forma de repasse de recursos. Na eventualidade de as Subsidiárias não conseguirem

repassar à Emissora os montantes necessários para o pagamento das Debêntures, a capacidade da Emissora

de pagar os valores devidos aos Debenturistas estará bastante limitada.

59

Adicionalmente, a dívida representada pelas Debêntures está estruturalmente subordinada às dívidas das

Subsidiárias, em razão de a Emissora ser uma holding, bem como em razão de determinadas obrigações

estabelecidas em lei.

Em 30 de junho de 2007, as dívidas das Subsidiárias às quais as Debêntures estavam estruturalmente

subordinadas totalizavam aproximadamente R$ 1.940 milhões. Após o pagamento das dívidas das

Subsidiárias, é possível que não haja ativos suficientes para pagar os valores devidos com relação à parte ou à

totalidade das Debêntures.

Ainda, nos termos da legislação brasileira, em especial a Lei n.º 11.101, de 09 de fevereiro de 2005, alguns

créditos têm preferência sobre as Debêntures. Na hipótese de falência da Emissora, determinados créditos,

tais como aqueles decorrentes de reclamações trabalhistas, acidentes de trabalho, salários, encargos

previdenciários e custos processuais da falência terão preferência sobre qualquer outro tipo de crédito,

incluindo o crédito decorrente das Debêntures.

Descumprimento do Cronograma de Investimentos A Emissora possui um cronograma de investimento para os próximos anos, nos segmentos de distribuição,

geração e comercialização. Sua capacidade de concluir esse programa de investimento depende de uma série

de fatores, inclusive de sua capacidade de cobrar tarifas adequadas aos serviços prestados, de seu acesso aos

mercados de capitais nacionais e internacionais e de uma variedade de contingências operacionais e

regulatórias, dentre outras.

Não é possível à Emissora assegurar que disporá de recursos financeiros suficientes para concluir o programa

de investimentos proposto, sendo que a impossibilidade de fazê-lo pode afetar de maneira adversa a suas

atividades e o desenvolvimento de seus negócios.

Política de Distribuição de Dividendos A ANEEL pode limitar as quantidades de distribuições que as Subsidiárias podem pagar à Emissora. Os valores

que as Subsidiárias podem distribuir à Emissora sob a forma de dividendos dependem da geração de lucro das

Subsidiárias e tais lucros são calculados nos termos da Lei das Sociedades por Ações. A demonstração do

resultado das Subsidiárias é impactada pela amortização do ágio criado quando da sua aquisição, o que pode

impedir a realização de lucros, não obstante haja uma expressiva geração de caixa. Essa limitação poderá

eventualmente impedir que uma parcela do caixa gerado pelas Subsidiárias seja distribuída à Emissora, na

medida em que uma eventual redução de capital (que permitiria distribuições aos acionistas) deve ser

previamente aprovada pela ANEEL

Indenizações por Perdas e Danos A Emissora é responsável por quaisquer perdas e danos em decorrência da prestação inadequada de serviços de energia elétrica. As apólices de seguro que contratou podem não ser suficientes para cobrir totalmente tais perdas e danos. Nos termos da legislação brasileira, a Emissora tem responsabilidade objetiva por danos diretos e indiretos decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, as Subsidiárias Distribuidoras e as Subsidiárias geradoras poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios nos sistemas de geração,

60

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. Controle de Perdas com Energia Elétrica A Emissora enfrenta dois tipos de perdas de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. Perdas técnicas são perdas que ocorrem normalmente no curso da atividade de distribuição de energia elétrica. Já as perdas comerciais de energia elétrica são resultantes de ligações ilegais e fraude. Em 2006, as perdas totais de energia elétrica da Emissora foram de 8,50% na CPFL Paulista, 6,31% na CPFL Piratininga, 10,82% na RGE e 10,5% na CPFL Santa Cruz, em ambos os casos, da quantidade total de energia elétrica fornecida. Não é possível assegurar que o método utilizado pela Emissora no combate às perdas de energia elétrica continuará tendo efeito. Um aumento nas perdas de energia elétrica pode afetar adversamente a situação financeira da Emissora e o resultado de suas operações. RISCOS RELACIONADOS À OFERTA Baixa Liquidez do Mercado Secundário Brasileiro O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta histórico de baixa liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures que permita a seus subscritores sua posterior alienação, caso venham a decidir vendê-las. Dessa forma, os titulares das Debêntures podem ter dificuldade em realizar sua venda no mercado secundário. Eventual Rebaixamento na Classificação de Risco da Emissão A classificação de risco atribuída à presente emissão baseou-se na atual condição da Emissora e nas informações presentes neste Prospecto. Não existe garantia de que a classificação de risco permanecerá inalterada durante a vigência das Debêntures. Caso a classificação de risco seja rebaixada, a Emissora poderá encontrar dificuldades em realizar outras emissões de títulos e valores mobiliários, assim como os debenturistas poderão ter prejuízo caso optem pela venda das Debêntures no mercado secundário. Validade da Estipulação da Taxa DI, divulgada pela CETIP A Súmula n.º 176 editada pelo Superior Tribunal de Justiça enuncia que é “nula a cláusula contratual que sujeita o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP”. As Debêntures serão remuneradas com referência à Taxa DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula não vincular as decisões do poder judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a validade da estipulação da Taxa DI ser questionada. Hipóteses de Vencimento Antecipado das Debêntures A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das obrigações da Emissora, tais como pedido de recuperação judicial ou falência pela Emissora, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, extinção de concessões e vencimento antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Emissora terá recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de vencimento antecipado de suas obrigações. Ademais, o vencimento antecipado poderá causar um impacto negativo relevante nos resultados e atividades da Emissora.

61

6. SITUAÇÃO FINANCEIRA

• Capitalização

• Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas da Emissora

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

62


63

CAPITALIZAÇÃO

A tabela a seguir exibe o endividamento consolidado da Emissora e sua capitalização total (i) nos exercícios

sociais encerrados em 31 de dezembro de 2004, 2005 e 2006; (ii) nos períodos de três meses encerrados em

30 de junho de 2006 e 2007; e (iii) no período de três meses encerrado em 30 de junho de 2007, ajustado

para refletir a captação de recursos objeto da Emissão.

Em 31 de dezembro de Em 30 de junho

De

Ajustado*

2004 2005 2006 2006 2007 antes

da oferta 2007

(Em milhares de reais)

Empréstimos e Financiamentos – Circulante 947.377 1.285.874 738.639

870.876

1.427.999 1.427.999

Debêntures – Circulante 355.992 368.440 225.430

574.791

210.047 210.047

Empréstimos e Financiamentos – Não

Circulante 2.144.341 1.807.465 2.475.548

2.016.992

2.291.103 1.805.549

Debêntures – Não Circulante 1.640.705 1.556.599 1.779.445

1.615.644

1.729.878 2.179.878

Debêntures - Total 1.996.697 1.925.039 2.004.875

2.190.435

1.939.925 2.389.925

Empréstimos e Financiamentos – Total 3.091.718 3.093.339 3.214.187 2.887.868 3.719.102 3.278.548

Patrimônio líquido 4.095.982 4.796.048 4.866.277

4.796.072

4.866.277 4.866.277

Capitalização total 9.184.397 9.814.426 10.085.339 9.874.375 10.525.304 10.534.750 * Ajustado para refletir a captação de recursos objeto da Emissão, utilização dos recursos para pagamento de empréstimos e custos da emissão.

64

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OPERACIONAIS SELECIONADAS DA EMISSORA

O quadro a seguir exibe as informações financeiras consolidadas selecionadas da Emissora. As informações

financeiras selecionadas referentes ao balanços patrimoniais e demonstrações de resultados originaram-se das

Demonstrações Financeiras auditadas ou revisadas da Emissora para os exercícios encerrados em 31 de

dezembro dos anos de 2004, 2005 e 2006, e das Informações Financeiras consolidadas objeto de revisão

especial para os períodos de três meses encerrados em 30 de junho dos anos de 2006 e 2007, tendo sido

elaboradas de acordo com as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil.

O parecer de auditoria e o relatório de revisão especial da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores

Independentes, os quais incluem parágrafos de ênfase sobre diversos assuntos, conforme descrito abaixo e

incluído nos Anexos deste documento, foram emitidos considerando o fato de que as demonstrações

financeiras das controladas em conjunto Rio Grande Energia S.A. e Campos Novos Energia S.A. foram

auditadas por outros auditores independentes e a opinião da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores

Independentes, no que se refere aos saldos e resultados desses investimentos, está baseada nos relatórios

por eles emitidos.

O parecer de auditoria e relatório de revisão especial sobre as informações trimestrais referentes ao trimestre

findo em 30 de junho de 2007 foi elaborado pela KPMG Auditores Independentes.

− O relatório de revisão especial sobre as informações trimestrais referentes ao trimestre findo em 30 de

junho de 2007, conteve menção em relação ao seguintes assuntos: (i) O compartilhamento de

responsabilidades pelo fato das informações trimestrais da controlada indireta em conjunto Campos

Novos Energia S.A. relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2007 terem sido revisadas por outros

auditores independentes, cujo relatório de revisão especial foi emitido em 19 de julho de 2007,

mencionando a existência de excesso de passivos sobre os ativos circulantes; (ii) O compartilhamento

de responsabilidades pelo fato das informações trimestrais da controlada indireta em conjunto Baesa

relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2007 terem sido revisadas por outros auditores

independentes, cujo relatório de revisão especial foi emitido em 6 de julho de 2007, sem ressalvas; (iii)

O compartilhamento de responsabilidades pelo fato das informações trimestrais da controlada indireta

em conjunto CMS Energy e suas controladas relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2007 terem

sido revisadas por outros auditores independentes, cujo relatório de revisão especial foi emitido em 20

de julho de 2007, mencionando sobre a continuidade das operações e possíveis ajustes que pudessem

ocorrer em virtude do processo de venda da CMS Energy e suas controladas para a Emissora, processo

esse concretizado em 30 de junho 2007; e, adicionalmente, parágrafos de ênfase sobre os seguintes

assuntos: (iv) Alteração pela ANEEL, em 19 de outubro de 2006, em caráter provisório, o percentual

relativo à revisão tarifária periódica de 2003 da controlada CPFL Piratininga de 9,67% para 10,14%.

Tendo em vista o caráter provisório dessa revisão tarifáira, esta está sujeita a eventuais alterações

quando de sua homologação definitiva; (v) Quanto a comparabilidade dos saldos do balanço patrimonial

individual e consolidado de 31 de março de 2007, apresentado para fins comparativos e as

demonstrações de resultados, individual e consolidada, para o trimestre e semestre findos em 30 de

junho de 2006, apresentadas para fins comparativos, que foram revisadas por outros auditores

independentes, contendo um parágrafo de ênfase quanto à alteração pela ANEEL, em caráter definitivo,

do percentual relativo à revisão tarifária periódica de 2003 da controlada CPFL Paulista e pelo

reconhecimento de ativo regulatório sobre a diferença de taxa de depreciação utilizada que se

encontrava pendente de homologação pela ANEEL naquela data, a qual foi concedida em 5 de setembro

65

de 2006.; (vi) O fato de que as informações trimestrais apresentam incluem as demonstrações de fluxos

de caixa e dos valores adicionados que representam informações adicionais relativas ao trimestre findo

em 30 de junho de 2007 as quais não são requeridas pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil e são

apresentadas para possibilitar uma análise adicional;

− O parecer sobre as demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2006, conteve ênfase em relação

ao seguinte assunto: a ANEEL alterou, em 19 de outubro de 2006, em caráter provisório, o percentual

relativo à revisão tarifária periódica de 2003 da controlada CPFL Piratininga, de 9,67% para 10,14%.

Tendo em vista o caráter provisório dessa revisão tarifária, a mesma está sujeita a eventuais alterações,

quando de sua homologação definitiva.

− O parecer sobre as demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2005, conteve ênfase em relação

ao seguinte assunto: a ANEEL alterou, em 6 de abril de 2005, em caráter definitivo, o percentual

relativo à revisão tarifária periódica de 2003 da CPFL Paulista. Adicionalmente, a CPFL Paulista

reconheceu o montante de R$ 33.100 mil, no ativo realizável a longo prazo, referente à diferença

apurada entre a taxa de depreciação regulatória de 4,64% ao ano, utilizada pela ANEEL para cálculo da

quota de reintegração, e o percentual de 4,85%, apurado pela CPFL Paulista com base nas informações

disponibilizadas ao poder concedente. A Administração da CPFL Paulista procedeu ao levantamento e à

comprovação da taxa de depreciação regulatória de 4,85% ao ano, fato este que foi, inclusive, objeto

de fiscalização específica por parte da ANEEL. A CPFL Paulista encontra-se no aguardo da aprovação

final deste pleito pela diretoria da ANEEL. A administração da CPFL Paulista entende que terá sucesso

nessas discussões e que o ativo respectivo será realizado.

− O parecer, sobre as demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2004, conteve ênfases em

relação aos seguintes assuntos: (i) a Assembléia Geral Extraordinária dos Acionistas da controlada CPFL

Paulista, realizada em 21 de fevereiro de 2005, deliberou: (a) a alteração das características de resgate

e dividendo fixo das ações preferenciais classe C, as quais passaram a ser regidas de acordo com os

termos da Lei das Sociedades por Ações; e (b) a aplicação, com efeito a partir de 10 de janeiro de

2004, das determinações das Instruções CVM nºs 319 e 349, sobre o saldo do ágio decorrente de

incorporação de controladora, compreendendo a classificação do saldo líquido remanescente no ativo

realizável a longo prazo, como crédito fiscal diferido; (ii) a ANEEL, em caráter provisório, alterou em 8

de abril de 2004 e em 18 de outubro de 2004, respectivamente para as controladas CPFL Paulista e

CPFL Piratininga, o percentual relativo à revisão tarifária periódica de 2003, e ainda, concedeu também

em caráter provisório, para as mesmas controladas, o reajuste tarifário para aplicação nas tarifas de

venda de energia, respectivamente no período de 8 de abril de 2004 a 7 de abril de 2005 e de 23 de

outubro de 2004 a 22 de outubro de 2005, e, tendo em vista o caráter provisório desse reajuste e

revisão tarifária, os mesmos estão sujeitos a eventuais alterações, quando de sua homologação

definitiva; (iii) as controladas da Emissora registraram determinados ativos regulatórios, referentes (a)

ao ressarcimento por mudança de classificação de consumidores de baixa renda, no valor líquido de R$

38.820 mil no consolidado, o qual está registrado no ativo circulante, (b) ao PIS e COFINS regulatórios,

classificado no ativo realizável a longo prazo, no montante de R$ 46.483 mil no consolidado, e (c) aos

efeitos da Portaria Interministerial n.º 361, no montante de R$ 13.248 mil, no consolidado, classificado

no ativo circulante e no realizável a longo prazo. Os referidos ativos regulatórios estavam pendentes de

homologação pela ANEEL.

66

As presentes informações deverão ser analisadas no contexto das Demonstrações Financeiras da Emissora,

que são parte integrante deste Prospecto.

Ressalta-se que as informações financeiras selecionadas exibidas abaixo foram extraídas dos números consolidados

da Emissora, conforme indicado nas demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste

Prospecto.

O potencial investidor deverá ler essas informações financeiras selecionadas em conjunto com as

demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas anexas a este Prospecto, bem como a seção

“Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e o Resultado das Operações”.

Exercícios Encerrados em

31 de dezembro de

Trimestres Encerrados em

30 de junho de

2006 2005 2004 2007 2006

(em milhares de Reais) (em milhares de reais)

Ativo Circulante

Disponibilidades 630.250 1.029.241 817.724 828.589 478.211

Créditos Diversos 2.430.624 1.957.890 1.765.674 2.274.393 2.139.930

Estoques 16.008 9.203 7.575 15.678 12.050

Outros 618.846 773.957 631.692 903.201 611.104

Total 3.695.728 3.770.291 3.222.665 4.021.861 3.241.295

Ativo Não Circulante

Créditos Diversos 1.362.584 1.897.278 1.943.021 1.426.842 1.846.852

Coligadas, Controladas e Controladora - - - - -

Outros 683.504 686.356 727.118 536.141 839.956

Total 2.046.088 2.583.634 2.670.139 1.962.983 2.686.808

Ativo Permanente

Investimentos 3.092.648 3.095.162 2.841.132 3.052.803 3.121.529

Imobilizado 5.162.543 4.200.769 3.826.864 5.887.703 4.817.298

Intangível - - - - -

Diferido 51.774 40.045 57.321 56.739 49.659

Total 8.306.965 7.335.976 6.725.317 8.997.245 7.988.486

Total do Ativo 14.048.781 13.689.901 12.618.121 14.982.089 13.916.589

67


31 de dezembro de

Trimestres Encerrados

em 30 de junho de

2006 2005 2004 2007 2006

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

Passivo Circulante

Empréstimos e Financiamentos 738.639 1.285.874 947.377 1.427.999 870.876

Debêntures 225.430 368.440 355.992 210.047 574.791

Fornecedores 854.161 782.233 663.857 836.178 775.216

Impostos, Taxas e Contribuições 522.758 474.960 409.474 569.228 483.038

Dividendo a pagar 732.518 489.263 158.644 862.246 621.755

Provisões - - - - 7.920

Outros 711.769 738.512 461.899 919.936 596.198

Total 3.785.275 4.139.282 2.997.243 4.825.634 3.946.012

Passivo Não Circulante

Empréstimos e Financiamentos 2.499.642 1.837.100 2.189.037 2.402.176 2.018.290

Debêntures 1.779.445 1.556.599 1.640.705 1.729.878 1.615.644

Provisões 103.711 214.969 304.036 110.043 327.601

Outros 1.012.397 1.145.903 1.254.100 952.265 1.210.853

Total 5.395.195 4.754.571 5.387.878 5.194.362 5.172.388

Participação de Acionistas Não-

Controladores 2.034 - 137.018

95.816 2.117

Patrimônio Líquido

Capital Social 4.734.790 4.734.790 4.082.036 4.734.790 4.734.790

Ações em tesouraria - (8) - - -

Reservas de Capital 16 - - 16 16

Reservas de Lucros 131.471 61.266 13.946 131.471 61.266

Lucros/Prejuízos Acumulados - - - - -

Total 4.866.277 4.796.048 4.095.982 4.866.277 4.796.072

Total do Passivo 14.048.781 13.689.901 12.618.121 14.982.089 13.916.589

68

(1) Consumidores ativos são consumidores conectados à rede de distribuição, ao invés de consumidores faturados ao final do exercício

social.

(*) informações não revisadas pelos Auditores.


31 de dezembro de

Trimestres encerrados

30 de junho de

2006 2005 2004 2007 2006

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

Receita Operacional Bruta 12.227.052 10.907.058 9.548.670 3.409.587 2.937.951

Deduções da Receita Bruta (3.313.040) (3.168.146) (2.812.417) (1.185.386) (1.056.047)

Receita Operacional Líquida 8.914.012 7.738.912 6.736.253 2.224.201 1.881.904

Custo de Operação (5.834.819) (5.316.380) (4.966.436) (1.335.570) (1.173.091)

Resultado Bruto 3.079.193 2.422.532 1.769.817 888.631 708.813

Despesas/Receitas Operacionais e financeiro (957.939) (1.182.182) (1.185.573) (318.772) (218.029)

Resultado Operacional 2.121.254 1.240.350 584.244 569.859 490.784

Resultado Não Operacional 49.837 (360) (4.415) (2.325) (2.107)

Resultado Antes Tributações/Participações 2.171.091 1.239.990 579.829 567.534 488.677

Provisão para IR e Contribuição Social (650.034) (388.795) (287.377) (186.888) (146.522)

IR e CSLL Diferido (84.229) 52.462 34.643 (11.082) (28.492)

Participações/Contribuições (32.732) (72.930) (54.825) (117) (8.170)

Reversão de Juros sobre Capital Próprio - 190.551 6.649 - -

Lucro Líquido do Exercício/Período 1.404.096 1.021.278 278.919 369.447 305.493

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de

Trimestres encerrados 30 de junho de

2006 2005 2004 2007 2006

Energia Elétrica Faturada

(em GWh):

Residencial.................................................... 9.489 8.783 8.302 2.635 2.320

Industrial ...................................................... 16.882 16.995 17.897 4.087 4.075

Comercial, Serviços e Outros.......................... 5.779 5.329 4.936 1.624 1.384

Rural ............................................................ 1.966 1.730 1.619 587 459

Poderes Públicos ........................................... 862 800 746 251 216

Iluminação Pública......................................... 1.152 1.098 1.070 314 283

Serviço Público .............................................. 1.472 1.400 1.358 401 359

Consumo Próprio........................................... 25 25 26 7 6

Total da Energia Faturada.............................. 37.627 36.160 35.954 9.899 9.096

Total de Consumidores Ativos (1) ............... 5.749 5.609 5.467 5.991.256* 5.676.022*

69

Outras Informações

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de

Trimestres encerrados 30 de junho de

2006 2005 2004 2007 2006

EBITDA ajustado: Lucro Líquido nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros ............................ 1.404.096 1.021.278 278.919 369.447

305.493

Mais:

Resultado Financeiro ............................ 289.345 519.811 683.834

156.145

89.814

Contribuição Social e Imposto de Renda 734.263 336.333 252.734

197.970

175.014

Depreciação e amortização ................... 335.833 310.397 287.910

103.119

82.388

Entidade de Previdência Privada (7.710) 89.637 151.171

(12.581)

(1.892)

Item Extraordinário 32.559 32.559 33.655

-

8.140

Reversão de Juros Capital Próprio (190.551) (6.649)

-

-

EBITDA ajustado (1) ............................ 2.788.386 2.119.464 1.681.574

814.100

658.957 (1) O EBITDA Ajustado não é uma medida de desempenho financeiro segundo as práticas contábeis adotadas no Brasil, tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como uma alternativa ao lucro líquido, como medida de desempenho operacional, ou alternativa aos fluxos de caixa operacionais, ou como medida de liquidez. Outras empresas podem calcular EBITDA numa maneira diferente de nós. Em razão de não serem consideradas, para o seu cálculo, as despesas e receitas com juros (financeiras), o imposto de renda e a contribuição social, despesas com entidade de previdência privada, itens extraordinários e a depreciação e amortização, o EBITDA Ajustado funciona como um indicador de nosso desempenho econômico geral, que não é afetado por flutuações nas taxas de juros, alterações da carga tributária do imposto de renda e da contribuição social ou dos níveis de depreciação e amortizaçãoe entre outros itens. O EBITDA Ajustado, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida de nossa lucratividade, em razão de não considerar determinados custos decorrentes de nossos negócios, que poderiam afetar, de maneira significativa, os nossos lucros, tais como despesas financeiras, tributos, depreciação, despesas com entidade de previdência privada, despesas de capital e outros encargos relacionados além de itens extraordinários.

Histórico dos Pagamentos dos Dividendos

O quadro abaixo demonstra os valores pagos e/ou declarados aos acionistas da Emissora, a título de

dividendos, para os períodos indicados:

Provento Aprovação da

distribuição Data da

Aprovação da Distribuição

Término do Exercício

Social

Lucro Líquido no

Período (em

milhares de reais)

Valor do Provento por

Ação

Montante do

Provento (em

milhares de reais)

Data de Início do

Pagamento

Dividendo RCA 28/07/2004 31/12/2004 278.919 0,0303071510 124.826 30/09/2004 Dividendo AGO/E 29/04/2005 31/12/2004 278.919 0,3103139460 140.147 12/05/2005 Juros Sobre Capital Próprio RCA 29/06/2005 31/12/2005 946.407 0,1684122660 76.920 09/09/2005 Dividendo RCA 09/08/2005 31/12/2005 946.407 0,7086771370 323.677 09/09/2005 Juros Sobre Capital Próprio AGO 20/04/2006 31/12/2005 946.407 0,2278137950 109.295 20/04/2006 Dividendo AGO 20/04/2006 31/12/2005 946.407 0,8112329730 389.195 20/04/2006 Dividendo RCA 09/08/2006 31/12/2006 1.404.096 1,2756068650 611.981 29/09/2006 Dividendo AGO 10/04/2007 31/12/2006 1.404.096 1,5047421610 721.910 27/04/2007 Dividendo RCA 01/08/2007 31/12/2007 1,7558375580 842.375

70

Transações com Partes Relacionadas As transações com partes relacionadas da Emissora são realizadas em condições normais de mercado e

apresentaram os seguintes principais saldos e movimentações acumuladas nos exercícios encerrados em 31 de

dezembro de 2006 e 2005:

ATIVO PASSIVO

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de


2005 2006 2006 2007

Banco Bradesco S.A.

Aplicações Financeiras 708.601 175.097

Cauções e Depósitos Vinculados 7.772 16.292

Banco Votorantim S.A.

Aplicações Financeiras 16.374

Empréstimos e Financiamentos 4.882

Construções e Comércio Camargo Correa S.A.

Aquisição de Imobilizado 23.419 14.883

Cimento Rio Branco S.A.

Aquisição de Imobilizado 281 993

Camargo Correa Cimento S.A.

Venda de Energia 593 1.233

Companhia Brasileira de Alumínio


Compra de Material 404 3


Votorantim Metais


(i) Aplicações Financeiras - Fundo de Investimento exclusivo, com rentabilidade calculada pela

variação do CDI, e tem liquidez diária. (ii) Caução e Dep. Vinculados - CDB´s vinculados (Garantia) para participação em leilões de energia

elétrica, rentabilidade de 98,8% do CDI, com vencimentos diversos. (iii) Prestação de Serviço - Prestação de serviços de escrituração de debêntures e ações escriturais. (iv) Empréstimos e Financiamentos - Empréstimos contratados em condições normais de mercado.

(v) Aquisição de Imobilizado - Aquisição de equipamentos, cabos para aplicação nas atividades de

distribuição e geração.

(vi) Venda de Energia - Receita pelo fornecimento de energia elétrica.

(vii) Compra de Material - Materiais para uso e consumo.

(viii) TUSD – Receita pelo Uso do Sistema de Distribuição.

(ix) Fiança – Fianças concedidas no âmbito de emissões de debêntures subordinadas da CPFL Piratininga e CPFL Paulista.

71

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

OPERACIONAIS

Introdução

A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve

ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas neste

Prospecto. As demonstrações financeiras constantes do presente Prospecto foram elaboradas em

conformidade com as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil. Tais demonstrações estão também em

consonância com a legislação específica aplicável às empresas concessionárias de energia elétrica.

A Emissora, é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída com objetivo principal de atuar como

holding, participando no capital de outras sociedades, dedicadas primariamente às atividades de distribuição,

geração e comercialização de energia elétrica.

72

A Emissora possui participações diretas e indiretas nas seguintes empresas:

30/06/2007

Participação - % Empresas Forma de Consolidação Direta Indireta (*)

Distribuição de Energia

Companhia Paulista de Força e Luz Integral 100,00 - Companhia Piratininga de Força e Luz Integral 100,00 - Companhia Luz e Força Santa Cruz Integral - 99,99 Rio Grande Energia S.A. Integral - 99,76 Companhia Paulista de Energia Elétrica Integral - 93,20 Companhia Jaguari de Energia Integral - 90,15 Companhia Sul Paulista de Energia Integral - 87,80 Companhia Luz e Força de Mococa Integral - 89,75 Geração de Energia CPFL Geração de Energia S.A. Integral 100,00 - CPFL Sul Centrais Elétricas Ltda. Integral - 100,00 CERAN - Companhia Energética Rio das Antas Proporcional - 65,00 BAESA - Energética Barra Grande S.A. Proporcional - 25,01 Foz do Chapecó Energia S.A. Proporcional - 85,00 Campos Novos Energia S.A. Proporcional - 48,72

Comercialização de Energia CPFL Comercialização Brasil S.A. Integral 100,00 - CPFL Comercialização Cone Sul S.A. Integral - 100,00 Clion Assessoria e Comercialização de Energia Elétrica Ltda. Integral - 100,00 Sul Geradora Participações S.A. Integral - 99,95 CMS Comercializadora de Energia Ltda Integral - 100,00 Serviços CMS Energy, Equipamentos, Serviços, Indústria e Comércio S.A. Integral - 89,81 Empresas de Participação Makelele Participações S.A. Integral - 100,00 CPFL Serra Ltda. Integral 100,00 - Nova 4 Participações Ltda. Integral 100,00 - Perácio Partcipações S.A. Integral 100,00 - CMS Energy Brasil S.A. Integral - 100,00 Paulista Lajeado Energia S.A.(**) Integral - 59,93 Companhia Jaguari Geração de Energia Integral - 90,15 (*) Referem-se às participações detidas pelas controladas diretas.

(**) Refere-se a participação detida pela controlada indireta Companhia Jaguari Geração de Energia

73

Ambiente Econômico Brasileiro

O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os

custos e as margens da Emissora. O ambiente econômico brasileiro caracteriza-se por flutuações significativas

das taxas de crescimento.

Em 2004, com o incentivo do governo as exportações e pela abertura de créditos aos trabalhadores e

aposentados, fatores que aliados refletiram no crescimento 5,2% do PIB - Produto Interno Bruto Brasileiro. Em

2004 o real valorizou 8,1% frente ao dólar chegando a R$ 2,6544 por US$1,00 em 31 de dezembro de 2004 e

a inflação medida pelo IGP-M foi de 12,4%. Com a melhoria na economia brasileira e com o retorno do

consumo de energia elétrica a níveis dos anos 1999 e 2000 a maioria das empresas energéticas apresentaram

bons resultados para o ano de 2004.

Em 2005, foi mantida a política de controle de inflação de metas, por meio de ajustes na taxa de juros básica

da economia, possibilitando a estabilização da inflação, fatores que aliados refletiram o aumento da demanda,

particularmente nos segmentos residencial e comercial, do setor elétrico em 2% entre 2004 e 2005, medida

pelo IBGE. Houve a redução da taxa de desemprego recuando para 8,3%, a menor verificada desde março de

2002 e, a ampliação da oferta de crédito para a população em 83% diante do ano de 2004.

Em 2006, a atividade econômica doméstica sentiu os efeitos da apreciação cambial e dos juros reais ainda

elevados, que se refletiram em um crescimento apenas modesto da produção industrial e do Produto Interno

Bruto – PIB. Em contrapartida, o mercado de consumo interno mostrou dinamismo acima do previsto,

sustentado pelos aumentos reais do salário mínimo e da renda média, pela concessão de benefícios sociais e

pela continuidade da expansão do crédito. Setores específicos da agroindústria também apresentaram

desempenho positivo, notadamente açúcar e álcool, suco de laranja e café – atividades com forte inserção no

interior paulista. O cenário macroeconômico esperado para 2007 contempla a expectativa de aceleração e da

atividade econômica, liderada por uma ampliação do investimento público e pela criação de mecanismos de

estímulo ao investimento privado, num contexto de preservação da estabilidade econômica.

Os resultados macroeconômicos no primeiro trimestre de 2007 apontam para uma aceleração do ritmo do

crescimento econômico com estabilidade monetária. As reservas internacionais do país ultrapassaram a marca

histórica dos US$100 bilhões, nos primeiros três meses de 2007. O ritmo de crescimento da economia continua

acelerado, respaldada pelo prosseguimento da redução da taxa básica de juros, que na data deste Prospecto

estava em 11,50%, concomitante à evolução da oferta de crédito. Ademais, no início de 2007, o Governo Federal

lançou o Programa de Aceleração do Crescimento – PAC, por meio do qual acredita que fará com que o nível de

investimentos no país chegue a R$ 503,9 bilhões nos próximos quatro anos, incluindo recursos da iniciativa

privada.

74

A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao dólar em

relação aos exercícios de 2004, 2005 e 2006:

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2004 2005 2006

Inflação (IGP-M)(1) 12,4% 1,2% 3,9%

Inflação (IPCA)(2) 7,6% 1,20% 3,1%

Crescimento (contração ) do produto interno bruto real 5,7% 2,9% 3,7%

Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar 8,8% 13,4% (8,5%)

Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 R$ 2,65 R$ 2,34 2,14

Taxa de câmbio média – US$ 1,00(3) R$ 2,91 R$ 2,41 2,18

A tabela a seguir apresenta a inflação, o produto interno real e a desvalorização do real frente ao dólar em

período de 1º de abril a 30 de junho de 2006 e 2007:

Exercício Social encerrado em 30 de junho de

2006 2007

Inflação (IGP-M)(1) 1,41% 1,46%

Inflação (IPCA)(2) 1,54% 2,08%

Crescimento (contração ) do produto interno bruto real 4,12% 4,33%

Desvalorização (valorização) do real frente ao dólar 7,54% 9,9%

Taxa de câmbio do final do período – US$ 1,00 R$ 2,164 R$ 1,926

Taxa de câmbio média – US$ 1,00(3) R$ 2,047 R$ 2,176

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 Fundação Getúlio Vargas

(2) Inflação (IPCA) é o índice de preços ao consumidor ampliado medido pelo Instituto 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.

75

PERÍODO ENCERRADO EM 30 DE JUNHO DE 2007 EM COMPARAÇÃO AO PERÍODO ENCERRADO EM

30 DE JUNHO DE 2006 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços e Receita Líquida de Venda e/ou Serviços

A receita bruta em 30 de junho de 2007 foi de R$ 6.751 milhões, representando crescimento de 17,9% quando

comparado ao mesmo período do exercício anterior, enquanto a receita líquida em 30 de junho de 2007 foi de R$

4.377 milhões, representando crescimento de 18,2% quando comparado ao mesmo período do exercício anterior.

Os principais fatores que contribuíram para a variação ocorrida na receita foram:

I. Aumento de 9,1% na quantidade de energia elétrica vendida a consumidores finais, sendo que 7,3% refere-

se as aquisições da RGE e Santa Cruz

II. Impactos dos reajustes tarifários de 2006 da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, de 10,83%; 10,79% e

10,2% respectivamente, e do reajuste tarifário de 2007 da CPFL Paulista e RGE, de 7,6% e 6,05%,

respectivamente;

III. Aumento de 24,3% na receita proveniente da TUSD, devido principalmente à migração de clientes industriais

para o Ambiente de Contratação Livre.

Consumidores milhares GWh R$ (milhões) Variação % Receita de Operações com Energia Elétrica

Jun/07 Jun/06 Jun/07 Jun/06 Jun/07 Jun/06 2007/2006

Classe de consumidores

Residencial 5.146 4.870 5.322 4.589 2.251,5 1.880,1 19,8

Industrial 83 81 7.962 7.981 1.947,4 1.673,2 16,4

Comercial 465 446 3.286 2.837 1.251,5 1.026,1 22,0

Rural 249 235 1.132 867 214,8 162,4 32,3

Poderes Públicos 39 36 474 410 171,0 140,2 22,0

Iluminação Pública 3 2 625 559 134,5 116,1 15,8

Serviço Público 6 6 784 716 217,6 181,4 20,0

Fornecimento faturado 5.991 5.676 19.585 17.959 6.188,3 5.179,5 19,5

Consumo Próprio - - 14 13 - - -

Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - (33,2) 46,9 (170,8)

Realização da Revisão Tarifária – Base Remuneração - - - - (21,9) 64,8 (133,8)

Encargos Emergenciais ECE/EAEE - - - - - 3,0 -

Realização de Recomposição Tarifária Extraordinária - - - - (109,7) (130,8) (16,1)

Revisão Tarifária – Depreciação - - - - 6,3 5,2 21,2

Realização da Energia Livre - - - - (37,6) (49,6) (24,2)

Revisão Tarifária – Devolução - - - - 4,0 - -

Realização da Revisão Tarifária – Depreciação - - - - (11,4) - -

PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - (7,9) (32,5) (75,7)

Realização de PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - 12,0 (1,9) (731,6)

Realização Reajuste Tarifário 2005 – Compra de Energia Itaipu - - - - (13,1) (9,0) 45,6

Desconto TUSD e Irrigação - - - - 33,7 18,0 87,2

Realização do Reajuste Tarifário – Outros - - - - (12,0) (1,3) 823,1

Reajuste Tarifário 2005 – Compra de Energia Itaipu - - - - - 15,1 -

Reajuste Tarifário – Outros - - - - 25,0 1,9 1.215,8

Realização Desconto TUSD e Irrigação - - - - (13,7) (3,4) 302,9

Fornecimento de Energia Elétrica 5.991 5.676 19.599 17.972 6.008,8 5.105,9 17,7

Suprimento de Energia Elétrica - - 4.479 4.404 285,1 237,6 20,0

Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica - - - - 398,8 320,9 24,3

Subvenção de Baixa Renda - - - - 0,5 9,8 (94,9)

Outras Receitas e Rendas - - - - 58,1 53,1 9,4

Total 5.991 5.676 24.078 22.376 6.751,3 5.727,3 17,9

76

Para se ter uma visão dos eventos mais recentes ocorridos no trimestre mais recente da Emissora em relação

ao item Receita Líquida, segue abaixo quadro com evolução deste item em comparação com o mesmo período

do ano anterior:

Receita Líquida

R$ milhões Racional

Receita Líquida 2T06 1.882

Receita Venda Energia ( + ) 438 Aumento de 15,8% na Receita de Venda de Energia,

sendo 12,2% de crescimento cativo (crescimento

orgânico de 4,7%), participação adicional de RGE e

aquisição de Santa Cruz, bem como reajuste tarifário

de CPFL Paulista (7,06%), CPFL Piratininga (10,79%) e

RGE (6,05%)

Receita TUSD ( + ) 33 Aumento de 20,0% na Receita de TUSD

ICMS e outras deduções ( - ) 129 Aumento de 12,2% em ICMS e outras deduções,

considera diminuição de 24,4% na Conta de Consumo

de Combustível - CCC

Receita Líquida 2T07 (=) 2.224

Variação % 2T06 – 2T07 Aumento na Receita Líquida de 18,2%

Volume de vendas

Embora a venda de energia a consumidores finais tenha crescido 9,1%, a venda total de energia,

considerando a venda para ouras concessionárias e permissionárias (contratos bilaterais), cresceu 7,5%. O

aumento de vendas a consumidores finais foi influenciado principalmente pelo bom desempenho das classes

residencial e comercial, com crescimento de 5,7% e 4,3%, respectivamente.

As vendas no mercado livre totalizaram 4.614 GWh no primeiro semestre de 2006 e 4.145 GWh no primeiro

semestre de 2007, apresentando variação negativa de 10,2%. As vendas totais de energia, excluídos os

efeitos das aquisições da RGE e Santa Cruz, apresentaram crescimento de 7,5%, quando comparados os

resultados do primeiro semestre de 2006 (19.900 GWh) e do primeiro semestre de 2007 (21.384 GWh).

O crescimento das áreas de concessão da Emissora, que considera tanto fornecimento faturado como a

cobrança da TUSD, cresceu 7% no 1º semestre de 2007, quando comparado com o mesmo período do

exercício anterior. Considerando os efeitos das aquisições da RGE e da Santa Cruz, o aumento foi de 14,3%.

77

Deduções da Receita Operacional

As deduções da receita operacional no 1º semestre de 2007 foram de R$ 2.373,9 milhões, um acréscimo de

17,3% em relação ao mesmo semestre de 2006, o qual reflete basicamente o aumento da Receita Bruta e

redução de encargos de CCC.

Custo do Serviço de Energia Elétrica

GWh R$ (milhões) Energia Comprada para Revenda Jun/07 Jun/06 Jun/07 Jun06

% Variação 2007/2006

Itaipu Binacional 5.432 5.223 508,6 436,4 16,5

Furnas Centrais Elétricas S.A. 585 400 42,7 27,8 53,6

CESP - Cia. Energética de São Paulo 234 169 17,0 11,7 45,3

Cia. De Geração de Energia Elétrica do Tietê 179 173 15,4 14,8 4,1

Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 590 446 56,7 41,9 35,3

AES Uruguaiana Ltda. 590 413 72,5 49,1 47,7

Tractebel Energia S.A. 4.076 3.096 500,5 369,5 35,5

EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia 14 8 0,9 0,6 50,0

Petróleo Brasileiro S.A. Petrobrás 770 836 87,8 98,5 (10,9)

Cia. Estadual Energia Elétrica – CEEE 45 28 3,2 1,9 68,4

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE 207 513 4,6 4,0 15,0

Outros 1.415 812 144,5 84,6 70,8

Subtotal energia elétrica comprada para revenda 14.137 12.117 1.454,4 1.140,7 27,5

Energia Comprada no Ambiente de Contratação Livre – ACL 9.669 10.440 627,9 646,2 (2,8)

23.806 22.557 2.082,3 1.787,0 16,5

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - -

(84,1) (37,1) 126,7

Sobras e Faltas de Energia - -

(45,8) (0,2) (22.800,0)

Devolu;cão ao Consumidor – Recálculo IRT 2005 e 2006 - -

75,9 - -

PIS e COFINS – Repasse Geradores - -

- (30,7) -

Crédito PIS e COFINS - -

(182,7) (156,7) 16,6

Subtotal 23.806 22.557 1.845,6 1.562,1 18,1

Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição

Encargos da Rede Básica - -

310,8 265,6 17,0

Encargos de Transporte de Itaipu - -

32,1 32,1 -

Encargos de Conexão - -

27,3 15,5 76,1

Encargos de Serviços do Sistema – ESS - -

9,4 4,7 100,0

Subtotal dos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição - - 379,6 317,9 19,4

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - -

8,2 96,4 (91,5)

Crédito PIS e COFINS - -

(32,8) (37,5) (12,5)

Subtotal - - 355,0 376,8 (5,8)

Total 23.806 22.557 2.200,6 1.938,9 13,5


No 1° semestre de 2007, o custo do serviço de Energia Elétrica foi de R$ 2.200,6 milhões, apresentando um

acréscimo de 13,5% (R$ 261,6 milhões) quando comparado com o mesmo semestre do exercício anterior,

devido principalmente:

I. Aumento de 5,5% na quantidade de energia adquirida

II. Aumento no preço médio da energia comprada

III. Efeitos relacionados ao recálculo do custo de energia no IRT de 2005 e 2006 na controlada CPFL Paulista, no

montante de R$ 75,9 milhões.

78

Embora o aumento na quantidade de energia vendida a consumidores finais tenha sido de 9,1%, o aumento

na quantidade de energia comprada foi de 5,5%. Esta diferença refere-se, basicamente:

I. Em 2006, devido principalmente a estiagem na Região Sul, as geradoras compraram energia no MRE

(“Mecanismo de Realocação de Energia”). Esta compra representou 1,7% do total da energia comprada em

2006, com pequeno impacto no custo de energia dado ao baixo preço nesse mecanismo;

II. Início das operações da ENERCAN, ocasionando uma redução de 2,6% na energia comprada do semestre

em relação ao mesmo período de 2006.

Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição

Os custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição foram de R$ 355,0

milhões para o período de 30 de junho de 2007, representando um aumento de 5,8% quando comparado com

os custos de 30 de junho de 2006.

Despesas Operacionais

Despesas Operacionais

Períodos Encerrados em 30 de junho de % Variação

Despesas Operacionais (em milhões de reais) 2007 2006 2007/2006

Despesas com Vendas

Pessoal 26,3 22,4 17,4

Material 1,0 3,3 (69,7)

Serviços de terceiros 27,7 27,9 (0,7)

Provisão para devedores duvidosos 16,8 31,8 (47,2)

Depreciação e amortização 4,5 3,1 45,2

Taxas de arrecadação 22,6 23,4 (3,4)

Outros 7,1 5,7 24,6

Subtotal despesas com vendas 106,0 117,6 (9,9)

Despesas Gerais e Administrativas

Pessoal 52,2 46,7 11,8

Material 2,1 2,3 (8,7)

Serviços de terceiros 66,3 52,1 27,3

Arrendamento e aluguéis 2,0 1,9 5,3

Depreciação e amortização 9,2 9,7 (5,2)

Publicidade e propaganda 2,7 3,6 (25,0)

Legais, judiciais e indenizações 14,6 4,5 224,4

Doações, contribuições e subvenção. 1,8 2,1 (14,3)

Outros 9,1 8,1 12,3

Subtotal despesas gerais e administrativas 160,0 131,0 22,1

Outras Despesas Operacionais

Taxa de fiscalização 9,9 8,6 15,1

Perda na Realização da RTE e Energia Livre 9,4 0,5 1.780,0

Outros - 0,1 -

Subtotal outras despesas operacionais 19,3 9,2 109,8

Amortização de Ágio por incorporação 16,3 5,5 196,4

Total despesas operacionais 301,6 263,3 14,5

As despesas operacionais em 30 de junho de 2007 totalizaram R$ 301,6 milhões, apresentando um acréscimo de 14,6% quando comparado a 30 de junho de 2006. Este crescimento deve-se principalmente aos seguintes fatores:

79

Pessoal O aumento de 13,6% quando comparado ao mesmo período do ano anterior deve-se principalmente ao reflexo do reajuste salarial concedido a empregados, ao aumento de despesa devido a ENERCAN e às aquisições de RGE e Santa Cruz, compensada parcialmente pela despesa reconhecida no 1º trimestre de 2006, relacionada ao pagamento especial da Participação nos Lucros e Resultados (PLR) do Programa de Aposentadoria Incentivada. Serviços de Terceiros O aumento de 17,5% quando comparado ao mesmo período do ano anterior deve-se principalmente a ENERCAN e as aquisições da RGE e Santa Cruz, além de gastos com manutenção de ativos e informática. Outros O aumento de R$ 10,1 milhões no período analisado deve-se basicamente a provisão para perda de RTE, no valor de R$ 8,9 milhões.

Resultado Financeiro O resultado da rubrica Despesa Financeira apresentou uma despesa 7,5% menor que o mesmo semestre de 2006, devido principalmente:

I. Redução dos encargos de dívida no valor de R$ 20,3 milhões, justificada pela redução da taxa do CDI e da TJLP.

II. Redução no item atualizações monetárias e cambiais no valor de R$ 22,9 milhões. O ano de 2006, foi impactado pela variação cambial relativa as operações de hedges para a aquisição da RGE, e o ano de 2007 pelas operações de hedges para a aquisição da CMS Energy.

O resultado da rubrica Receita Financeira apresentou uma redução de 41,6% quando comparado ao mesmo semestre de 2006, devido principalmente:

I. Redução de R$ 41,6 milhões na remuneração dos ativos regulatórios CVA, Parcela A e RTE em função das amortizações desses ativos e da variação da SELIC.

II. Redução de R$ 44,2 milhões no item atualizações monetárias e cambias que representava uma receita de R$ 40,9 milhões no 1° semestre de 2006 e passou a representar uma despesa de R$ 3,2 milhões no 1° semestre de 2007. No 1° semestre de 2006, a receita financeira havia sido favoravelmente influenciada pelo ganho com a variação cambial relativa a operação de hedge para a aquisição da RGE.

EBITDA O EBITDA ajustado para o 1° semestre de 2007 foi de R$ 1.683,0 milhões, sendo 28,2% maior que o EBITDA ajustado apurado no mesmo período de 2006, enquanto a margem EBITDA ajustado foi de 38,4% considerando efeito não recorrente de R$ 75,9 milhões referente à revisão do índice de revisão tarifária – IRT de 2005 e 2006 e, não considerando tal feito, a margem EBITDA ajustado foi de 36,6%. Os efeitos proporcionados pelo inicio das operações da ENERCAN e as aquisições da RGE e da Santa Cruz, contribuíram com aumentos no EBITDA ajustado de R$ 51,7 milhões (3,9%), R$ 58,1 milhões (4,4%) e R$ 24,1 milhões (1,8%), respectivamente.

80

A composição do EBITDA ajustado ao final de junho de 2007 por segmento de atuação da Emissora era: 73%

(distribuição), 17% (geração) e 10% (comercialização).

2º trimeste

de 2006 3º trimestre




de 2007 Var %

(2T06 – 2T07) EBITDA ajustado – Acumulado 12 meses (R$ milhões) 2.372 2.593 2.789 3.004 3.159 33,2%

Para se ter uma visão dos eventos mais recentes ocorridos no trimestre mais recente da Emissora em relação ao item EBITDA ajustado, segue abaixo quadro com evolução deste item em comparação com o mesmo período do ano anterior. EBITDA ajustado


EBITDA ajustado 2T06 659 Receita Líquida ( + ) 342 Aumento de 18,2% na Receita Líquida

Custo com Energia ( - ) 145 Aumento de 14,4% no Custo com Energia, inclui participação da RGE, santa Cruz e Enercan de R$ 106 milhões.

Custos e Despesas Operacionais 1

( - ) 42 Aumento de 19,5% em Custos e Despesas Operacionais, inclui participação adicional da RGE, santa Cruz e Enercan, bem como provisão de RTE.

EBITDA ajustado 2T07 ( = ) 814 Var % - 2T06 vs 2T07 Aumento no EBITDA ajustado de 23,5% 1 Considera pessoal, material, serviço de terceiros e outros

Lucro Líquido Em 30 de junho de 2007 a Emissora apresentou lucro líquido de R$ 842,4 milhões, com crescimento de 37,6% em relação ao mesmo período anterior enquanto a margem Líquida foi de 19,2% considerando tal efeito não recorrente de R$ 75,9 milhões referente a revisão do índice de revisão tributária – IRT de 2005 e 2006 e não considerando o feito a margem Líquida foi de 17,7%. Esse resultado é decorrente principalmente do aumento de 28,2% no EBITDA ajustado e outros fatores expostos anteriormente. A composição do lucro líquido ao final de junho de 2007 por segmento de atuação da Emissora era: 72% (distribuição), 15% (geração) e 12% (comercialização).

2º trimeste de 2006

3º trimestre de 2006




Var % (2T06 – 2T07)

Lucro Líquido – Acumulado 12 meses (R$ milhões) 1.233 1.439 1.404 1.571 1.634 32,6%

Para se ter uma visão dos eventos mais recentes ocorridos no trimestre mais recente da Emissora em relação ao item Lucro Líquido, segue abaixo quadro com evolução deste item em comparação com o mesmo período do ano anterior. Lucro Líquido


Lucro líquido 2T06 3005 EBITDA ajustado ( + ) 155 Aumento de 23,5% no EBITDA ajustado

Resultado Financeiro ( - ) 66 Aumento de 73,9% no Resultado Financeiro, que considera redução 52,7% na Receita Financeira, que inclui redução de rendimento de aplicações financeiras e rendimento da RTE/CVA, redução de 7,5% na Despesa Financeira, que inclui hedge na operação de aquisição da CMS.

IR/CSSL e Outros 2 ( - ) 25 Aumento de 9,4% em Imposto de Renda, CSLL e outros

Efeito não-recorrente ( + ) 23 Lucro Líquido 2T07 excluindo não recorrente

( = ) 392

Var % - 2T06 - 2T07 Aumento no Lucro Líquido de 20,9% 2 Considera pessoal, material, serviço de terceiros e outros

81

CMS Energy Em 18 de junho de 2007, a Emissora por meio da controlada Perácio, adquiriu 94.810.080 ações ordinárias e 94.810.080 ações preferenciais, representando 100% do capital da CMS Energy. A operação foi aprovada pela ANEEL em junho de 2007 e o valor de aquisição foi de R$ 407,7 milhões, gerando um ágio no montante de R$ 138,6 milhões. A CMS Energy atua como holding, tendo participações nas seguintes empresas:

Empresas Segmentos %

Companhia Paulista de Energia Elétrica Distribuição 93,20

Companhia Sul Paulista de Energia Distribuição 87,80

Companhia Luz e Força de Mococa Distribuição 89,75

Companhia Jaguari de Energia Distribuição 90,15

CMS Energy, Equipamentos, Serviços, Indústria e Comércio S.A. Serviço 89,81

CMS Comercializadora de Energia Ltda Comercialização 100,00

Companhia Jaguari de Energia Participação 90,15

Paulista Lajeado Energia S.A. (*) Participação 59,93 (*) Refere-se a participação detida pela controlada indireta Companhia Jaguari Geração de Energia

A integração da CMS Energy contribuirá para criação de valor ao Grupo CPFL, estando a conclusão de seu plano de integração programada para o 3º trimestre de 2007, que contemplará a consolidação de resultados (já ocorrida desde junho de 2007 para o balanço e de julho de 2007 para as demonstrações financeiras) e a proposta de estruturação societário-fiscal, proposta de modelo operacional, gestão de sinergias e melhorias. Juros sobre o Capital Próprio e Dividendo: No 1° semestre de 2007, a Emissora recebeu dividendos e juros sobre o capital próprio – JCP no montante de R$ 735,8 milhões, incluindo dividendo, relacionado ao Adiantamento para Futuro Aumento de Capital - AFAC. Ainda no 1° semestre de 2007 as controladas declararam dividendo intermediário e JCP (líquido de IRRF) no montante de R$ 925,3 milhões.

R$ (milhões) R$ (milhões) Dividendos a Receber Jun/07 Jun/06


CPFL Paulista 380,1 248,6 52,9 CPFL Piratininga 157,0 126,0 24,6 CPFL Geração 122,3 83,3 46,8 CPFL Brasil 128,7 109,2 17,9 CPFL Serra 77,3 0 100,0 Subtotal 865,4 567,1 52,6 Juros sobre o Capital Próprio a Receber

CPFL Paulista 22,7 60,9 (62,7) CPFL Piratininga 6,4 8,3 (22,9) CPFL Geração 30,8 0 100,0 Subtotal 59,9 69,2 (13,4) Total 925,3 636,4 45,4

ANÁLISE DAS PRINCIPAIS CONTAS PATRIMONIAIS DA EMISSORA Ativo Circulante Em 30 de junho de 2007, o ativo circulante da Emissora era de R$ 4.021,9 milhões 24,1% maior que em 30 de junho de 2006. As disponibilidades eram de R$ 828,6 milhões, em 30 de junho de 2007, 73,3% maior que o mesmo período do ano anterior. Ativo Não Circulante Em 30 de junho de 2007, o ativo não circulante da Emissora era de R$ 1.962,9 milhões, 26,9% menor que em 30 de junho de 2006. A variação é justificada, principalmente, pela redução no item “Diferimento de Custos Tarifários”.

82

Investimentos Em 30 de junho de 2007, a conta investimentos era de R$ 3.052,8 milhões, 2,2% menor que em 30 de junho de 2006. A variação é justificada, principalmente, pela redução na rubrica “Participações em Controladas”, compensado parcialmente pelo aumento na rubrica “Outras Participações”. Passivo Circulante O passivo circulante apresentou aumento de 22,3% em 30 de junho de 2007, comparado a 30 de junho de 2006, aumentando sua participação total no passivo de 28,4% em 30 de junho de 2006 para 32,2% em 30 de junho de 2007. A variação se deu, principalmente, em decorrência das variações ocorridas nas rubricas “Empréstimos e Financiamentos” e “Dividendo e juros sobre o capital próprio”. Passivo Não Circulante O passivo não circulante apresentou aumento de 0,4% em 30 de junho de 2007, comparado a 30 de junho de 2006, reduzindo sua participação no passivo total de 37,2% em 30 de junho de 2006 para 34,7% em 30 de junho de 2007. As principais modificações decorreram da estratégia de endividamento da Emissora e das variações nas rubricas “Fornecedores” e “Provisão para Contingências”. Patrimônio Líquido O patrimônio liquido apresentou um aumento de 1,5% em 30 de junho de 2007, comparado a 30 de junho de 2006, reduzindo sua participação no passivo total de 34,5% em 30 de junho de 2006 para 32,5% em 30 de junho de 2007 Essa variação decorreu, devido a constituição de “Reserva de Lucros”. Liquidez e Recursos Financeiros As principais necessidades de liquidez e de recursos financeiros da Emissora são:

• obrigações de serviço de dívida referentes ao seu endividamento; • investimentos para manter e modernizar sua rede de distribuição e geração; • impostos pagos aos órgãos federais, estaduais e municipais; e • pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.

As principais fontes de liquidez e recursos financeiros da Emissora são:

• recursos gerados pelas operações de suas controladas; e • receita financeira advinda da aplicação de seu caixa e disponibilidades

A Emissora acredita dispor de fontes de liquidez e de recursos financeiros suficientes para atender as previsões de suas necessidades de serviço da dívida, de dispêndio de capital e demais necessidades nos próximos anos, embora não seja possível oferecer garantias a esse respeito. Endividamento O Endividamento Total da Emissora foi de R$ 5.770 milhões no 1° semestre de 2007, aumento de 13,6%, em

comparação ao 1° semestre de 2006. Embora a dívida tenha aumentado em valores nominais, o custo

reduziu-se de 13,2% a.a. no 1° semestre de 2006 para 11,7% a.a. no 1° semestre de 2007, devido à redução

da taxa de juros (SELIC) (de 16,4% a.a. para 12,6% a.a.) e da TJLP (de 8,2% a.a. para 6,5% a.a.) no

período.

83

Contribuíram para a redução do saldo da dívida, os seguintes fatores:

I. Liquidação da 1° Emissão de debêntures da CPFL Paulista (R$ 805 milhões.) II. Amortizações de financiamentos junto ao BNDES (Parcela A e RTE) da CPFL Paulista e CPFL Piratininga (R$

304 milhões) III. Liquidações realizadas pela Emissora, CPFL Piratininga e CPFL Geração (R$ 231 milhões) IV. Liquidação da parcela do Floating Rate Notes da CPFL Paulista (R$ 39 milhões)

Contribuíram para o aumento do saldo da dívida, os seguintes fatores:

I. Captações realizadas pela Nova 4 (empresa holding 100% controlada pela Emissora, veículo utilizado na aquisição de Santa Cruz), CPFL Paulista, CPFL Geração e projetos de geração (R$ 745 milhões)

II. Emissão de debêntures pela CPFL Paulista (R$ 640 milhões) III. Emissão de notas promissórias da Emissora (R$ 439 milhões) IV. Liberações do BNDES para a CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e projetos de geração (R$ 468 milhões)

Consolidado – R$ (milhões)

30/06/2007 30/06/2006

Principal Principal

Encargos - Circulante

e Não Circulante

Circulante Não Circulante

Total

Encargos - Circulante e

Não Circulante


Total

Moeda Nacional BNDES - Repotenciação 0,2 4,8 30,5 35,5 0,1 3,8 16,1 20,0 BNDES - Investimento 4,1 214,9 1.341,2 1.560,2 8,4 132,1 1.154,7 1.295,2 BNDES - Parcela "A", RTE e Energia Livre 1,6 302,6 1,2 305,4 0,9 305,5 262,3 568,7 BNDES - CVA Portaria 116 - - - - 0,1 23,4 - 23,5

FIDC - - - - 23,0 40,1 - 63,1 Furnas Centrais Elétricas S.A. - 4,9 132,9 137,8 - - 110,9 110,9 Instituições Financeiras 35,7 587,1 143,9 766,7 4,7 15,6 298,4 318,7

Outros 0,5 30,7 22,0 53,2 0,5 37,2 17,9 55,6

Subtotal 42,1 1.145,0 1.671,7 2.858,8 37,7 557,7 1.860,3 2.455,7

Moeda Estrangeira

Floating Rate Notes - - - - 0,1 39,0 - 39,1

BID 0,7 3,3 67,1 71,1 0,8 - 79,1 79,9 Instituições Financeiras 18,3 212,5 536,7 767,5 2,6 177,5 77,6 257,7

Derivativos 132,8 - - 132,8 56,7 - - 56,7

Subtotal 151,8 215,8 603,8 971,4 60,2 216,5 156,7 433,4

Debêntures

CPFL Paulista 27,7 - 905,9 933,6 30,3 369,2 629,7 1.029,3

CPFL Piratininga 24,8 - 400,0 424,8 32,1 - 400,0 432,1

RGE 6,8 - 230,0 236,8 8,4 - 230,0 238,4

CPFL Geração 2,3 143,2 157,6 303,1 3,3 129,2 298,4 430,9

BAESA 5,2 - 36,4 41,6 - 2,3 57,5 59,8

Subtotal 66,8 143,2 1.729,9 1.939,9 74,1 500,7 1.615,6 2.190,5

Total 260,7 1.504,0 4.005,4 5.770,1 172,0 1.274,9 3.632,6 5.079,6

84

Composição da dívida e cronograma de amortização

A seguir, indicamos a composição da dívida da Emissora e o cronograma de amortização, que considera a dívida

financeira total, encargos de dívida, encargos de debêntures e derivativos:

Composição da dívida

Cronograma de amortização da dívida – R$ bilhões

Mar/07 Dólar 5%

CDI 43%

TJLP 30%

IGP 21%

Jun/07 Dólar4%

CDI48%

TJLP29%

IGP19%

1,74 1,81

1,05

0,430,18

0,29

2007-2008 2009-2010 2011-2012 2013-2014 2015-2016 2017 em diante

32%

33%

19% 8%

3%

5%

Vencimento em

Total:R$ 5,5 bilhões

85

EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO

SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços e Receita Líquida de Venda e/ou Serviços

Consumidores

milhares GWh R$ (milhões) Variação % Receita de Operações com Energia Elétrica

2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006/2005


Residencial 4.937 4.805 9.489 8.783 3.922,5 3.556,9 10,3

Industrial 81 82 16.882 16.995 3.662,6 3.328,7 10,0

Comercial 448 445 5.779 5.329 2.145,1 1.868,8 14,8

Rural 236 234 1.966 1.730 369,1 312,6 18,1


Iluminação Pública 3 2 1.152 1.098 241,3 225,5 7,0

Serviço Público 6 5 1.472 1.400 390,0 329,9 18,2


Consumo Próprio 1 1 25 25 - - -

Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - 75,3 39,6 90,2

Encargos Emergenciais ECE/EAEE - - - - 3,1 229,1 (98,6)

Realização de Energia Livre - - - - (103,4) (96,7) (6,9)

Realização de Recomposição Tarifária Extraordinária - - - - (257,9) (258,2) (0,1)

Revisão Tarifária – Base Remuneração - - - - 26,9 (80,7) (133,3)

Revisão Tarifária – Depreciação - - - - 10,4 28,4 (63,4)

Realização do Reajuste Tarifário – Outros - - - - (3,1) (0,3) 933,3

Realização da Revisão Tarifária - Base Remuneração - - - - 98,0 48,8 100,8

PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - (39,4) 22,9 (272,1)

Realização de PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - 14,1 (11,4) (223,7)

Reajuste Tarifário Outros - - - - 25,6 2,1 1.119,0

Realização do Reajuste Tarifário 2005 - - - - (35,6) - -

Reajuste Tarifário 2005 – Compra de Energia Itaipu - - - - 15,2 33,3 (54,4)

Desconto TUSD e Irrigação - - - - 46,8 4,0 1.070,0

Realização Desconto TUSD e Irrigação - - - - (10,7) (3,9) 174,4



Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica-TUSD - - - - 691,9 472,6 46,4

Subvenção de Baixa Renda - - - - 23,9 21,3 12,2

Outras Receitas e Rendas - - - - 111,5 111,9 (0,4)

Total 5.749 5.610 45.088 42.320 12.227,0 10.907,1 12,1

A receita bruta no exercício de 2006 foi de R$ 12.227,0 milhões, representando crescimento de 12,1% quando

comparado ao exercício anterior. Os principais fatores que contribuíram para a variação ocorrida na receita foram:

I. Aumento das vendas totais de energia conjugado com o reajuste das tarifas das distribuidoras

II. Aumento na receita pelo uso do sistema de distribuição – TUSD

III. Encerramento da cobrança dos encargos emergenciais pela Aneel

Fornecimento faturado

Em 31 de dezembro de 2006, a Emissora faturou um total de 37.602 GWh de energia elétrica fornecida para

seus consumidores finais, quantidade 4,1% superior aquela verificada em 31 de dezembro de 2005.

86

A venda de energia para a classe residencial aumentou 8,0%, enquanto que na classe comercial expandiu-se

em 8,4% e, na rural, 13,6%. Os resultados refletiram a melhora da massa salarial e a grande oferta de

crédito, que incentivou a compra de eletrodomésticos pela população.

A classe industrial representa 33,2% do total de energia fornecida pelas distribuidoras, reduzindo sua

participação em relação a 2005, quando representava 33,7%. Com a saída de consumidores para o mercado

livre de energia, principalmente os clientes da classe industrial, houve uma expansão relativa da participação

das demais classes na energia faturada pela empresa.

A classe residencial representava 36,0% em 2005 e passou a 35,6% em 2006, enquanto que a participação da

classe comercial passou de 18,9% para 19,4% no mesmo período. A participação das demais classes passou

de 11,4% em 2005 para 11,8% em 2006.

Tarifas de Energia Elétrica

Segmento de Distribuição Por força da Resolução n 336/2001, que aprovou o processo de cisão da Empresa Bandeirante Energia S.A. –

EBE e condicionou o índice de reposicionamento tarifário das duas distribuidoras ao menor valor, foi reaberto o

processo de revisão tarifária da EBE, o que apresentou reflexo positivo na definição do índice final de revisão

tarifária referente ao 1 ciclo da CPFL Piratininga.

No ano de 2006 foram aprovados os seguintes percentuais no processo de reajuste tarifário anual – IRT:

Empresa Reajuste Médio Data

CPFL Paulista 10,83% Abril 2006

RGE 10,19% Abril 2006

CPFL Piratininga 10,79% Outubro 2006

Segmento de Geração Os contratos de venda de energia relativos às geradoras contêm clausulas específicas de reajuste, tendo como

principal indexador a variação anual pelo IGP-M.

Deduções da Receita Operacional

A rubrica deduções da receita operacional no exercício totalizou R$ 3.313,0 milhões, apresentando um

aumento de 4,6% em relação ao exercício anterior, devido basicamente ao aumento da receita bruta,

conforme descrito acima.

Receita Operacional Líquida

Em 31 de dezembro de 2006 houve um incremento de 15,2%, na receita operacional líquida quando

comparado a 31 de dezembro de 2005.

87


GWh R$ (milhões) Energia Comprada para Revenda 2006 2005 2006 2005


Energia Comprada no Ambiente Regulador - ACR

Itaipu Binacional 10.761 10.501 886,1 883,9 (0,2)

Furnas Centrais Elétricas S.A. 892 2.918 63,1 248,2 (74,6)

CESP - Cia. Energética de São Paulo 372 2.556 26,3 217,1 (87,9)

Cia. de Geração de Energia Elétrica do Tietê 387 1.218 32,8 102,8 (68,1)

Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 939 1.506 88,6 137,8 (35,7)

AES Uruguaiana Ltda. 1.119 834 123,9 96,9 27,9

Tractebel Energia S.A. 6.690 3.789 801,0 425,6 88,2

EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia 20 188 1,4 15,6 (91,0)

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE 520 507 18,7 7,3 156,2

Petrobrás 1.717 1.769 198,6 173,1 14,7

Cia. Estadual Energia Elétrica – CEEE 69 186 4,3 12,4 (65,3)

Outros 1.739 985 168,4 78,9 113,4

Soma 25.225 26.957 2.413,1 2.399,5 0,6

Energia Comprada no Ambiente de Contratação Livre – ACL 20.773 16.292 1.375,9 1.060,9 29,7

Subtotal energia elétrica comprada para revenda 45.998 43.249 3.789,0 3.460,4 9,5

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 4,1 57,7 (92,9)

Sobras e Faltas de Energia - - 8,6 (44,2) (119,5)

PIS e COFINS – Repasse Geradores - - (39,3) 22,9 (271,6)

Crédito PIS e COFINS - - (343,3) (322,1) 6,6

Total energia elétrica comprada para revenda - - 3.419,1 3.174,7 7,7


Encargos da Rede Básica - - 563,9 538,4 4,7

Encargos de Transporte de Itaipu - - 62,0 59,6 4,0

Encargos de Conexão - - 35,6 46,9 (24,1)

Encargos de Serviços do Sistema - ESS - - 21,0 24,3 (13,6)

Subtotal dos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição - - 682,6 669,2 2,0

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 167,6 163,2 2,7


Total dos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição - - 774,1 757,2 2,2

Total 45.998 43.249 4.193,2 3.931,9 6,6

Esse custo é representado pelas rubricas analisadas a seguir:

Energia Elétrica Comprada para Revenda

Os custos com energia elétrica comprada para revenda totalizaram em 31 de dezembro de 2006, de R$

4.193,2 milhões, representando um aumento de 6,6% quando comparado ao mesmo período do exercício

anterior, líquidos dos efeitos do diferimento de custos tarifários (CVA), das sobras e faltas de energia e dos

créditos de PIS e da COFINS.

A energia adquirida em 31 de dezembro de 2006 totalizou R$ 3.789,0 milhões, 9,5% maior que o mesmo

período do exercício anterior, é representada: (i) pela energia adquirida de Itaipu, no montante de R$ 886,0

milhões (R$ 883,9 milhões em 2005), que representa 23,4% da quantidade de energia adquirida no exercício,

apresentando aumento de 0,2% do montante de energia elétrica comprada, quando comparado com 2005, e

(ii) pela energia adquirida de outras concessionárias e permissionárias, no montante de R$ 2.902,9 milhões

88

(R$ 2.576,5 milhões em 2005), representando aumento de 12,7%, comparado com o exercício anterior, que

está associado ao reajuste das tarifas aplicadas nas compras de energia, e também refletindo o repasse dos

aumentos nos custos de geração e flutuação do IGP-M. Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Os custos decorrentes de encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição foram de R$ 682,6 milhões para o exercício de 2006, representando um acréscimo de 2,0% comparados com os custos de 2005. Esse aumento reflete principalmente o reajuste aplicado nas tarifas. Diferimento de Custos Tarifários (CVA) Atualmente, são considerados custos não gerenciáveis as seguintes principais despesas: (i) tarifa de energia elétrica comprada, (ii) tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, (iii) Encargos de Serviço do Sistema, (iv) tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica, (v) quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC e (vi) quotas de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC. Despesas Operacionais

Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de % Variação

Despesas Operacionais (em milhões de reais) 2006 2005 2006/2005

Despesas com Vendas

Pessoal 47,9 37,2 28,8

Material 9,9 5,9 67,8


Provisão para devedores duvidosos 83,3 63,9 30,4


Taxas de arrecadação 50,1 43,5 15,2

Outros 14,2 9,7 46,4

Subtotal despesas com vendas 271,2 212,3 27,7


Pessoal 102,6 76,6 33,9

Material 5,3 4,8 10,4


Arrendamento e aluguéis 3,9 5,7 (31,6)

Depreciação e amortização 18,3 23,1 (20,8)

Publicidade e propaganda 8,6 7,7 11,7

Legais, judiciais e indenizações 29,2 17,2 69,8

Doações, contribuições e subvenção. 4,0 6,6 (39,4)

PERCEE 0,2 1,7 (88,2)

Outros 12,2 10,7 14,0

Subtotal despesas gerais e administrativas 314,4 266,9 17,8

Outras Despesas Operacionais

Taxa de fiscalização 17,9 16,6 7,8

Pesquisa eficiência energética 50,6 66,6 (24,0)

Perdas na realização RTE e Energia Livre 1,1 91,8 (98,8)

Outros 0,4 - -

Subtotal outras despesas operacionais 70,0 175,0 (60,0)

Amortização de Ágio por Incorporação 12,9 8,1 59,3


89

As despesas operacionais em 2006 totalizaram R$ 668,5 milhões, apresentando um acréscimo de 0,9% quando comparado a 2005. Resultado Financeiro O resultado financeiro no exercício apresentou uma despesa líquida no montante de R$ 289,3 milhões, desconsiderando o efeito dos Juros sobre Capital Próprio, 12,1% menor do que o resultado apresentado em 2005. Resultado não Operacional O resultado não operacional apurado no exercício foi uma receita líquida no montante de R$ 49,8 milhões, contra uma despesa líquida de R$ 0,4 milhões verificado em 2005. Essa variação é decorrente de ganhos na alienação de participação societária. EBITDA A geração operacional de caixa, medida pelo EBITDA ajustado foi de R$ 2.788,4 milhões, com crescimento de 31,6% quando comparado ao exercício de 2005, enquanto a margem EBITDA ajustado foi de 34,1%. Esse resultado deveu-se principalmente ao aumento de 15,2% na Receita Líquida, compensado parcialmente, pelo aumento de 6,6% nos custos com energia e pelo aumento de 20,4% nos custos e despesas operacionais. Lucro Líquido A Emissora apresentou lucro líquido de R$ 1.404,1 milhões, com crescimento de 37,5% em relação ao exercício anterior, enquanto a margem líquida foi de 16,0%. Esse resultado é decorrente principalmente dos seguintes fatores:

I. Aumento de 29,1% no EBITDA ajustado; II. Redução nos gastos com Entidade de Previdência Privada,

III. Aumento de R$ 50,0 milhões no resultado não operacional. Dividendo A Emissora propôs a distribuição de R$ 1.333,9 milhões em dividendos, o que representa 95% do Lucro Líquido do exercício e R$ 2,78 por ação. Com isso a Emissora supera a distribuição mínima de 25% do Lucro Líquido previsto em sua política de dividendos. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS CONTAS PATRIMONIAIS DA EMISSORA Ativo Circulante Em 31 de dezembro de 2006, o ativo circulante da Emissora era de R$ 3.695,7 milhões 2,0% menor que em 31 de dezembro de 2005. As disponibilidades, de R$ 630,3 milhões, em 31 de dezembro de 2006, 38,8% menor que o mesmo período do ano anterior, eram destinadas, primordialmente, à remuneração do capital dos acionistas e aos pagamentos dos serviços da dívida.

90

Ativo Não Circulante Em 31 de dezembro de 2006, o ativo não circulante da Emissora era de R$ 2.046,1 milhões, 20,8% menor que em 31 de dezembro de 2005. A variação é justificada, principalmente, pela diminuição da conta “Créditos Fiscais Diferidos” e de ativos regulatórios classificados na conta “Consumidores, Concessionárias e Permissionárias”. Diferimento de custos e ganhos tarifários (“CVA”) refere-se ao mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas através da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Investimentos Em 31 de dezembro de 2006, a conta investimentos era de R$ 3.092,6 milhões, 0,1% menor que em 31 de dezembro de 2005. A variação é justificada, principalmente, pela redução na rubrica “Outros Investimentos”. Investimentos na Operação Em 2006, foram realizados investimentos de R$ 797,2 milhões na expansão e na manutenção dos negócios, sendo que R$ 527,0 milhões foram direcionados para o segmento de distribuição, R$ 266,0 milhões para o segmento de geração e R$ 4,3 milhões para o segmento de comercialização. Entre os principais investimentos da Emissora destacam-se:

• Segmento de Distribuição: foram feitos investimentos na expansão do sistema elétrico para atender o crescimento do mercado consumidor. Em 2006 foram realizadas 141 mil novas ligações. Também foram destinados investimentos para manutenção e melhorias do sistema elétrico, para infra-estrutura operacional, sistemas de suporte operacional e para o programa de pesquisa e desenvolvimento;

• Segmento de Geração: foram destinados principalmente para a conclusão da UHE Barra Grande e

para os empreendimentos em construção – Complexo Ceran, UHE Campos Novos e para outros investimentos, como as reponteciações das PCHs Gavião Peixoto, Capão Preto e Chibarro; e

• Segmento de Comercialização: aprimoramento dos sistemas de gestão de portfólio e risco.

Aquisições e Alienações Em 2006, a Emissora também realizou investimentos em aquisições, que permitiram a ampliação de sua participação no mercado brasileiro de energia elétrica, bem como realizou a venda da participação detida na Companhia de Gás de São Paulo – Comgás. Aumento de participação na RGE Em 10 de maio de 2006, a Emissora assinou com PSEG contrato de compra, por meio do qual adquiriu diretamente 100% da CPFL Serra, CPFL Cone Sul e CPFL Missões, anteriormente denominadas Ipê Energia Ltda., PSEG Trader S.A. e da PSEG Brasil Ltda, pelo valor de US$ 185,0 milhões.

91

Com a aquisição, o grupo da Emissora passou a deter participação de 99,76% da RGE e 99,95% da Sul Geradora. Por meio da CPFL Paulista e da CPFL Brasil, o grupo já detinha participação de 67,1% e 67,2% na RGE e na Sul Geradora, respectivamente. Aumento de participação na UHE Foz do Chapecó Em agosto de 2006, a Emissora, por meio de sua controlada CPFL Geração adquiriu participação adicional de 11% no Consórcio Energético Foz do Chapecó – CEFC (Foz do Chapecó) pelo valor de R$ 9,3 milhões. Com essa aquisição, o Grupo da Emissora passou a deter 51% da participação total na UHE Foz do Chapecó, com investimento adicional de R$ 230,0 milhões, representando um acréscimo de 47,5 Mwmédios na Energia Assegurada. De se ressaltar que em assembléia geral ocorrida em 16 de julho de 2007, foi aprovada a extinção do Consórcio Foz do Chapecó. Com a reorganização, a participação indireta de 51% da CPFL Geração no projeto (85% da Foz do Chapecó Energia e 60% do Consórcio Foz do Chapecó) passou a ser direta (51% da Foz do Chapecó Energia). Aquisição da Companhia Luz e Força Santa Cruz A Emissora, em dezembro de 2006, adquiriu 99,99% do capital da Companhia Luz e Força Santa Cruz, pelo valor de R$ 205,2 milhões. A Santa Cruz é uma concessionária de serviços públicos de distribuição de energia elétrica que atua em 24 municípios do Estado de São Paulo e em 3 do Estado do Paraná. A área de concessão é de 11.894,5 km2 e o mercado compreende mais de 161 mil consumidores, que correspondem a 0,3% do market share nacional. Venda de Participação na Companhia de Gás de São Paulo Em setembro de 2006, a Emissora vendeu a totalidade de sua participação no capital da Companhia de Gás de São Paulo (Comgás). O valor da venda foi de R$ 89,9 milhões. Imobilizado Em 31 de dezembro de 2006, o imobilizado líquido da Emissora era de R$ 5.162,5 milhões, 22,9% maior que em 31 de dezembro de 2005. A variação decorre do saldo positivo entre os investimentos realizados e a depreciação de certos ativos permanentes no período. Passivo Circulante O passivo circulante apresentou redução de 8,6% em 31 de dezembro de 2006, comparado a 31 de dezembro de 2005, diminuindo sua participação total no passivo de 30,2% em 31 de dezembro de 2005 para 26,9% em 31 de dezembro de 2006. A variação se deu, principalmente, em decorrência das variações ocorridas na rubrica “Empréstimos e Financiamentos”. Passivo Não Circulante O passivo não circulante apresentou aumento de 13,5% em 31 de dezembro de 2006, comparado a 31 de dezembro de 2005, aumentando sua participação no passivo total de 34,7% em 31 de dezembro de 2005 para 38,4% em 31 de dezembro de 2006. As principais modificações decorreram da estratégia de endividamento da Emissora.

92

Patrimônio Líquido O patrimônio liquido apresentou aumento de 1,5% em 31 de dezembro de 2006, comparado a 31 de

dezembro de 2005, mantendo sua participação no passivo total de 35,0% em 31 de dezembro de 2006

quando comparado ao mesmo período do ano anterior.

Liquidez e Recursos Financeiros As principais necessidades de liquidez e de recursos financeiros da Emissora são:

• obrigações de serviço de dívida referentes ao seu endividamento;

• investimentos para manter e modernizar sua rede de distribuição e geração;

• impostos pagos aos órgãos federais, estaduais e municipais; e

• pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.


• recursos gerados pelas operações de suas controladas; e

• receita financeira advinda da aplicação de seu caixa e disponibilidades

A Emissora acredita dispor de fontes de liquidez e de recursos financeiros suficientes para atender as previsões

de suas necessidades de serviço da dívida, de dispêndio de capital e demais necessidades nos próximos anos,

embora não seja possível oferecer garantias a esse respeito.

Endividamento

O Endividamento Total da Emissora totalizou, em 31 de dezembro de 2006, R$ 5.243,2 milhões, que

representa um aumento de 3,9% quando comparado ao mesmo período do exercício anterior. Embora a dívida

tenha aumentado em valores nominais, o custo reduziu-se de 13,9% aa em 2005 para 13,4% em 2006,

devido a queda do CDI e da TJLP no ano, compensada parcialmente pela elevação do IGP-M/IGP-DI.

O aumento do endividamento é decorrente, principalmente do efeito líquido da incorporação da parcela da

dívida da RGE, após a aquisição de 32,7%. Também contribuíram para a movimentação do saldo da dívida os

seguintes fatores:

I. Liquidação do Floating Rate Notes (R$ 232,0 milhões) e de debêntures da CPFL Paulista (R$ 805,0 milhões);

II. Emissões de debêntures pela CPFL Piratininga (R$ 400,0 milhões) e CPFL Paulista (R$ 640,0 milhões);

contratação de dívidas atreladas ao CDI pela RGE (R$ 140, 0 milhões); e liberação do BNDES (R$ 334,0

milhões) para a CPFL Paulista, CPFL Piratininga e projetos de geração.

Em relação a dívida financeira da Emissora, é importante destacar que R$ 4,3 bilhões, ou 82,3% do total, são

considerados de longo prazo. Como conseqüência do aumento da dívida financeira, constata-se o aumento da

dívida líquida ajustada, calculada a partir do total (empréstimos e financiamentos e derivativos somados à

dívida com Entidade de Previdência Privada), excluindo-se o ativo regulatório CVA e as disponibilidades de

caixa, que apresentou crescimento de 19,4%, atingindo o total de R$ 4.415,8 milhões. É importante destacar

que houve melhora na relação Dívida/EBITDA ajustado, que ficou em 1,6 vez.

93

Consolidado R$ (milhões) 2006 2005 Principal Principal

Encargos – Circulante e

Não Circulante


Total

Encargos Circulante Não

Circulante Total

Moeda Nacional BNDES - Repotenciação 0,2 4,1 23,8 28,1 0,1 3,7 14,1 17,9 BNDES - Investimento 11,0 203,4 1.251,7 1.466,1 7,3 74,1 1.002,2 1.083,6 BNDES - Parcela "A", RTE e Energia Livre 0,8 338,1 124,4 463,3 2,1 237,4 394,4 633,9 BNDES - CVA Portaria 116 - - - - 0,8 92,6 - 93,4 FIDC 7,1 4,9 - 12,0 30,6 64,0 5,7 100,3 BRDE - - - - - 16,0 - 16,0 Furnas Centrais Elétricas S.A. - - 124,4 124,4 - - 99,4 99,4 Instituições Financeiras 4,8 14,0 304,8 323,6 3,6 69,1 113,0 185,7 Outros 0,5 34,4 21,1 56,0 0,5 33,5 19,8 53,8 Subtotal 24,4 598,9 1.850,2 2.473,5 45,0 590,4 1.648,6 2.284,0

Moeda Estrangeira Floating Rate Notes - - - - 0,6 244,4 - 244,9 BID 0,9 2,7 75,5 79,1 0,7 - 68,4 69,1 Instituições Financeiras 7,1 56,6 547,3 611,0 1,7 363,2 90,5 455,4 Derivativos 74,8 - - 74,8 69,5 - - 69,5 Subtotal 82,8 59,3 622,8 764,9 72,5 607,6 158,9 838,9

Debêntures

CPFL Paulista 21,9 - 903,8 925,7 84,1 150,7 987,2 1.222,0 CPFL Piratininga 27,9 - 400,0 427,9 - - - - RGE 9,3 23,0 207,0 239,3 7,0 0,4 154,2 161,6 Semesa 2,9 136,2 230,3 369,4 3,8 121,7 360,1 485,7 AESA 4,2 - 38,3 42,5 - 0,7 55,1 55,8 Subtotal 66,2 159,2 1.779,4 2.004,8 94,9 273,5 1.556,6 1.925,1

Total 173,4 817,4 4.252,4 5.243,2 212,4 1.471,5 3.364,1 5.048,0

94

EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2005 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO

SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2004 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços e Receita Líquida de Venda e/ou Serviços

Consumidores milhares GWh R$ (milhões) % Variação Receita de Operações com Energia Elétrica 2005 2004 2005 2004 2005 2004 2005/2004


Residencial 4.805 4.673 8.783 8.302 3.556,9 3.115,0 14,2

Industrial 81 82 16.995 17.897 3.328,7 3.182,9 4,6

Comercial 446 439 5.329 4.936 1.868,8 1.589,4 17,6

Rural 233 230 1.730 1.619 312,6 270,9 15,4


Iluminação Pública 2 2 1.098 1.070 225,5 207,2 8,8

Serviço Público 5 5 1.400 1.358 329,9 281,3 17,3


Consumo Próprio - 1 25 26 - - -

Fornecimento não Faturado (Líquido) - - - - 39,6 26,9 47,2

Encargos Emergenciais – ECE/EAEE - - - - 229,1 359,9 (36,3)

Revisão - Reajustes Tarifário de 2003 - - - - (52,2) (81,2) (35,7)

Perdas na Realização da Recomposição Tarifária Extraordinária - - - - - (32,3) -

Realização de Recomposição Tarifária Extraordinária - - - - (258,1) (241,6) 6,8

Realização da Revisão Tarifária 2003 48,7 - -

PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - 22,9 - -

Realização PIS e COFINS – Repasse Geradores - - - - (11,4) - -

Reajuste Tarifário 2005 – TUSD - - - - 4,0 - -

Realização do Reajuste Tarifário 2005 – TUSD - - - - (3,9) - -

Reajuste Tarifário 2005 – RGR - - - - 2,1 - -

Realização do Reajuste Tarifário – RGR - - - - (0,3) - -

Realização da Energia Livre - - - - (96,8) (88,7) 9,1

Ajuste do Valor Homologado de Energia Livre - - - - - 57,2 (100,0)

Reajuste Tarifário – Compra de Energia Itaipu - - - - 33,3



Receita pela disponibilidade da Rede Elétrica – TUSD - - - - 472,5 216,8 117,9

Subvenção Baixa Renda - - - - 21,3 46,8 (54,5)

Outras Receitas e Rendas - - - - 111,8 105,7 5,8

Outras Receitas Operacionais - - - - 605,8 369,3 64,0

Total 5.608 5.467 42.320 40.076 10.907,1 9.548,7 14,2

Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços

Em 2005 a receita Bruta de Vendas e/ou Serviços foi de R$ 10.907,1 milhões e representou um aumento de

14,2% em relação a 2004, decorrente principalmente dos principais fatores:

I. Crescimento de 4,7% nas vendas de energia, somado com os efeitos dos reajustes anuais (IRT’s) de 17,7%,

21,9% e 1,5% das distribuidoras CPFL Paulista, RGE e CPFL Piratininga, e os efeitos do reajuste de 12,4% no

contrato da Semesa (R$ 1.140,0 milhões)

II. Aumento na receita pelo uso do sistema de distribuição – TUSD

95

Fornecimento faturado

A Emissora fornece energia elétrica a consumidores finais, por meio da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, e da

RGE; e a consumidores livres e outros agentes por meio da CPFL Brasil. A venda de energia em 2005

apresentou crescimento de 4,7% em relação ao ano anterior, totalizando 38.357 GWh

A venda de energia para a classe residencial representou 22,9% de toda a energia vendida pelo grupo e

apresentou crescimento de 5,8% em relação a 2004. Esse crescimento deveu-se, principalmente, à

recuperação econômica do país, com a melhora na massa salarial e no aumento da oferta de crédito, o que

estimulou a aquisição de eletrodomésticos pela população.

A venda de energia para a classe comercial representou 13,9% de toda a energia vendida pelo grupo e

apresentou crescimento de 8% em relação a 2004. O incremento foi devido à recuperação econômica do país,

com melhora da massa salarial e do aumento da oferta de crédito, resultando no incremento nas vendas no

varejo de 4,8% em 2005, em comparação a 2004, conforme pesquisa mensal de comércio do IBGE

A venda de energia para a classe industrial e os contratos bilaterais apresentaram, juntos, crescimento de

3,2%, evoluindo de 18.590 GWh em 2004 para 19.192 GWh em 2005. Esta evolução deveu-se a dois fatores:

I. No segmento de distribuição, o consumo da classe industrial apresentou redução de 20,7%, que passou de

15.082 GWh em 2004 para 11.956 GWh em 2005, principalmente em função da migração de clientes para o

mercado livre.

II. Nas vendas a clientes livres e contratos bilaterais houve acréscimo de 106% na energia vendida, que passou

de 3.509 GWh para 7.236 GWh.

As demais classes representam 13,3% da energia vendida e apresentaram crescimento de 4,8% em relação

ao exercício anterior

Tarifas de Energia Elétrica

Segmento de Distribuição

No ano de 2005 foram aprovados os seguintes percentuais no processo de reajuste tarifário anual – IRT:

Empresa Reajuste Médio Data CPFL Paulista 17,74% Abril 2005

RGE 21,93% Abril 2005 CPFL Piratininga 1,54 Outubro 2005

Segmento de Geração

Os contratos de venda de energia relativos às geradoras contêm clausulas específicas de reajuste, tendo como

principal indexador a variação anual pelo IGP-M.

96

Deduções da Receita Bruta As Deduções da Receita Bruta foram de R$ 3.168,1 milhões em 31 de dezembro de 2005, representando

aumento de 12,6% em relação ao mesmo período de 2004. Esse aumento deve-se basicamente ao aumento

da receita operacional.

Receita Operacional Líquida

Em 31 de dezembro de 2005 houve um incremento de 14,9%, na receita operacional líquida quando

comparado a 31 de dezembro de 2004.

Custo com Energia Elétrica

O custo com energia elétrica comprada para revenda em 31 de dezembro de 2005 foi de R$ 3.931,9 milhões

3,4% maior quando comparado ao mesmo período em 2004.

Energia Comprada para Revenda GWh R$ (milhões)

Variação 05/04%

2005 2004 2005 2004

Itaipú Binacional 10.501 10.336 883,9 947,8 (6,7)

Furnas Centrais Elétricas S.A. 2.918 4.931 248,2 391,3 (36,6)

CESP - Cia. Energética de São Paulo 2.556 4.789 217,2 362,1 (40,0)

Cia. De Geração de Energia Elétrica do Tietê 1.218 2.092 102,8 161,6 (36,4)

Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A. 1.506 2.119 137,8 176,2 (21,8)

Tractebel Energia S.A 3.789 3.880 425,6 378,2 12,5

Leilão de Energia 580 - 31,6 - -

Petrobrás 1.769 - 173,1 - -

EMAE – Empresa Metropolitana de Águas e Energia 188 338 15,6 25,9 (39,8)

Cia. Estadual Energia Elétrica – CEEE 186 309 12,4 18,3 (32,2)

AES Uruguaiana 834 773 96,9 85,5 13,3

Cogeradores 16 45 0,9 2,1 (57,1)

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 507 260 7,3 3,9 87,2

Outros 389 404 46,3 36,9 25,5

Energia Comprada no Ambiente de Contratação Livre – ACL 16.292 11.119 1.060,9 661,4 60,4

Sub-total energia elétrica comprada para revenda 43.249 41.395 3.460,5 3.251,2 6,4

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 57,7 95,4 (39,5)

Sobra de Energia dos Leilões de 2005 - - (44,2) - -

Ajuste do valor homologado de Energia Livre - - - 67,5 (100,0)

PIS e COFINS – Repasse Geradores - - 22,9 - -


Total energia elétrica comprada para revenda 43.249 41.395 3.174,8 3.125,5 1,6


Encargos da Rede Básica - - 538,4 494,0 8,9

Encargos de Transporte de Itaipu - - 59,6 52,3 13,9

Encargos de Conexão - - 46,9 80,5 (41,7)

Encargos de Serviço do Sistema – ESS - - 24,2 14,9 62,4

Sub-total dos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição - - 669,1 641,7 4,3

Efeitos líquidos da amortização e diferimento da CVA - - 163,2 100,9 61,7

Crédito PIS/COFINS – Instrução nº 1 IBRACON - - (75,2) (63,9) 17,7

Total dos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição - - 757.1 678,7 11,6

Total 43.249 41.395 3.931,9 3.804,2 3,4

97

A redução verificada nos custos de energia comprada de Itaipu pode ser explicada pelo efeito da redução

na quantidade de energia adquirida no exercício e a queda na variação cambial, responsável pela

atualização dos preços da energia paga. Essa redução na variação cambial contribuiu para o aumento

das despesas de CVA, uma vez que permaneceu em patamar inferior ao que constou na tarifa definida

pela ANEEL.

Com relação à energia adquirida de outras concessionárias e permissionárias, verificou-se que o aumento

das despesas no exercício, advém do reajuste aplicado nas tarifas de compra de energia, cujo aumento

médio no exercício reflete o repasse nos custos de geração e a flutuação do IGP-M, além da substituição

da energia dos contratos iniciais.

Despesas Operacionais (em milhões de reais) Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de % Variação

2005 2004 2005/2004

Despesas com Vendas

Pessoal 37,2 30,5 21,9

Material 5,9 3,8 55,2


Provisão para devedores duvidosos 63,9 68,7 (6,9)


Taxas de arrecadação 43,5 40,1 8,5

Outros 9,7 7,0 38,6

Subtotal despesas com vendas 212,2 195,2 8,7


Pessoal 76,6 71,2 7,6

Material 4,8 3,9 23,1


Arrendamentos e Alugueis 5,7 2,5 128,0


Publicidade e Propaganda 7,7 8,7 (11,5)

Legais, Judiciais e Indenizações 17,2 16,7 2,9

Doações, Contribuições e Subvenções 6,6 4,0 65,0

PERCEE 1,7 9,8 (82,7)

Outros 10,7 18,4 (41,8)

Subtotal despesas gerais e administrativas 266,9 268,1 (0,4)

Outras Despesas Operacionais 183,0 38,2 379,1


Despesa Operacional No período de 2005 foi apurado um aumento das despesas operacionais, da ordem de R$ 160,6 milhões, ou

32,0%. Entre as despesas operacionais que sofreram maior aumento em 2005, destaca-se a Depreciação e

amortização e a conta Outras despesas operacionais representado pela rubrica “Perdas de RTE e Energia

Livre”. Recomposição Tarifária Extraordinária (“RTE”) – Corresponde à perda de receita incorrida durante o

período de racionamento. Este ativo foi determinado a partir da comparação da receita de venda de energia

efetivamente verificada no período compreendido entre junho de 2001 a fevereiro de 2002 e a receita

projetada para esse período desconsiderando a ocorrência do Programa de Racionamento de Energia. Este

ativo é amortizado através da receita oriunda do reajuste tarifário extraordinário, deduzido da parcela de

Energia Livre repassada aos geradores. Em dezembro de 2005, as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga

atualizaram a RTE conforme orientação do Ofício circular n 2.212/ANEEL, de 20 de dezembro de 2005.

98

Resultado Financeiro Na Emissora, o resultado financeiro em 31 de dezembro de 2005 apresentou, despesa líquida de R$ 519,8

milhões, representando uma diminuição de 23,9% quando comparado ao mesmo período do ano anterior.

Desconsiderando os juros sobre o capital próprio, o resultado financeiro em 31 de dezembro de 2005

apresenta despesa de R$ 329,3 milhões, demonstrando uma redução de 51,4%, em relação a 2004.

A Receita Financeira, obteve aumento de R$ 144,9 milhões (33,5%) quando comparado ao mesmo período do

ano anterior, decorrente, basicamente, (i) da redução da taxa Selic, responsável pela correção dos principais

ativos regulatórios (ii) da compensação dos créditos do IRPJ e CSLL, (iii) da redução dos encargos financeiros

e atualização cambial.

EBITDA O resultado operacional medido pelo EBITDA ajustado alcançou R$ 2.120,0 milhões em 2005, com

crescimento de 26,1% quando comparado com o exercício de 2004, enquanto a margem EBITDA ajustado foi

de 31,3%. Esse resultado deveu-se principalmente ao aumento de 14,9% na Receita Líquida (R$ 1.003,0

milhões), parcialmente compensado pelo aumento de 3,4% nos custos com energia (R$ 128,0 milhões) e de

34,8% nas despesas operacionais (R$ 436,0 milhões).

Dividendo Para 2005, a Administração propôs a distribuição de R$ 899,0 milhões em dividendo, o que representou 95%

do Lucro líquido do exercício e R$ 1,92 por ação. Esse dividendo representa um crescimento de 215% quando

comparado ao valor de R$ 0,61 por ação declarado em 2004.

Lucro Líquido do Exercício A Emissora alcançou, em 2005, Lucro Líquido Consolidado de R$ 1.021,0 milhões, com crescimento de 266%

em relação aos R$ 279,0 milhões obtidos em 2004, enquanto a margem líquida foi de 14,4%. Esse resultado é

decorrente principalmente dos seguintes fatores:

I. Aumento de 26,1% (R$ 439,0 milhões) no EBITDA ajustado;

II. Redução de 51,4% nas despesas financeiras líquidas (R$ 348,0 milhões),

III. Redução de 40,5% nos gastos com entidade de previdência privada e do reconhecimento de crédito fiscais

na holding (R$ 135,0 milhões).

99

ANÁLISE DAS PRINCIPAIS CONTAS PATRIMONIAIS DA EMISSORA Ativo Circulante

Em 31 de dezembro de 2005, o ativo circulante da Emissora era de R$ 3.770,3 milhões, 16,9% maior que em

31 de dezembro de 2004. As disponibilidades, de R$ 1.029,2 milhões, em 31 de dezembro de 2005, eram

destinadas, primordialmente, à remuneração do capital dos acionistas e aos pagamentos dos serviços da

dívida.

Ativo Não Circulante

Em 31 de dezembro de 2005, o ativo não circulante da Emissora era de R$ 2.745,2 milhões, 2,8% maior que

em 31 de dezembro de 2004. A variação é justificada, principalmente, pelo aumento da conta “Títulos e

Valores Mobiliarios”.

Investimentos

Em 2005, a Emissora investiu R$ 626,5 milhões por meio de suas controladas, nos segmentos de distribuição,

geração e comercialização de energia.

O investimento no segmento de geração foi destinado, principalmente, para os empreendimentos em

construção – Complexo Ceran, UHE Barra Grande, UHE Campos Novos (R$ 244,0 milhões) e para outros

investimentos (R$ 11,0 milhões), que abrangeram, inclusive, a aquisição de quatro PCH’s no Rio Grande do Sul

e a repotenciação da PCH Gavião Peixoto.

No segmento de distribuição, foram destinados investimentos de R$ 202,0 milhões, na expansão do sistema

elétrico, para atender ao crescimento do mercado consumidor, de 141 mil novos clientes em 2005. Foram

investidos ainda, R$ 166,0 milhões em manutenção e melhorias do sistema elétrico, na infra-estrutura

operacional, sistemas de suporte operacional e no programa de pesquisa e desenvolvimento. Devem ser

destacados, no exercício, a conclusão da implantação, na CPFL Paulista, do Projeto GIS-D – Gerenciamento

Integrado do Sistema de Distribuição, para dar suporte aos processos da atividade de distribuição, a

reestruturação e modernização dos canais de atendimento ao cliente, call center e sites da internet, da CPFL

Piratininga, e a implementação de avançado sistema de e-procurement para aumento da eficiência e controle

nos processos de materiais e serviços do grupo como um todo.

Segmento Investimento (R$ Milhões) Distribuição 368,0

Geração 254,9 Comercialização 3,6

Total 626,5

Imobilizado

Em 31 de dezembro de 2005, o imobilizado da Emissora era de R$ 4.200,8 milhões, 9,8% maior que em 31 de

dezembro de 2004. A variação decorre do saldo positivo entre os investimentos realizados e a depreciação de

certos ativos permanentes no período.

100

Passivo Circulante

O passivo circulante apresentou aumento de 38,1% em 31 de dezembro de 2005, comparado a 31 de dezembro de

2004, aumentando sua participação total no passivo de 23,8% em 31 de dezembro de 2004 para 29,9% em 31 de

dezembro de 2005, devido ao aumento na conta “Empréstimos e Financiamentos”.

Passivo Não Circulante

O passivo não circulante apresentou decréscimo de 8,8% em 31 de dezembro de 2005, comparado a 31 de

dezembro de 2004, reduzindo sua participação no passivo total de 42,7% em 31 de dezembro de 2004 para

35,5% em 31 de dezembro de 2005. As principais reduções decorreram da estratégia de endividamento da

Emissora.

Patrimônio Líquido

O patrimônio liquido apresentou aumento de 17,1% em 31 de dezembro de 2005, comparado a 31 de

dezembro de 2004, aumentando sua participação no passivo total de 32,5% em 31 de dezembro de 2004 para

34,6% em 31 de dezembro de 2005. Esse aumento decorreu, principalmente, devido ao resultado do

exercício.

Liquidez e Recursos Financeiros As principais necessidades de liquidez e de recursos financeiros da Emissora são:

• obrigações de serviço de dívida referentes ao seu endividamento;

• investimentos para manter e modernizar sua rede de distribuição e geração;

• impostos pagos aos órgãos federais, estaduais e municipais; e

• pagamentos de dividendos e demais distribuições aos acionistas.


• recursos gerados pelas operações de suas controladas; e

• receita financeira advinda da aplicação de seu caixa e disponibilidades

A Emissora acredita dispor de fontes de liquidez e de recursos financeiros suficientes para atender as previsões

de suas necessidades de serviço da dívida, de dispêndio de capital e demais necessidades nos próximos anos,

embora não seja possível oferecer garantias a esse respeito.

Endividamento O Endividamento Total da Emissora no final de 2005 apresentou redução de 1,7% em comparação ao mesmo

período do exercício anterior, atingindo R$ 5,0 bilhões. A dívida líquida ajustada, calculada a partir da dívida

total (empréstimos e financiamentos somada à divida com entidade privada), excluindo-se o ativo

regulatorio/CVA e as disponibilidades de caixa, apresentou redução de 0,6% em 2005, atingindo o total de R$

3.705,0 milhões. A relação dívida ajustada/EBITDA ajusatdo evoluiu positivamente, caindo para 1,7 em final

de 2005 contra 2,3 no ano anterior.

101

Deve ser ressaltada a melhoria do perfil do endividamento. As ações iniciadas em 2004 permitiram a melhoria

dos principais indicadores, incluindo a redução do custo e o alongamento do prazo médio de amortização.

Tal melhora também é conseqüência da composição dos indexadores, com destaque para o aumento da

parcela da dívida atrelada à TJLP a partir da liberação dos recursos do FINEM e dos financiamentos para a

construção das usinas de geração, a redução da exposição ao CDI devido às amortizações relevantes nas

distribuidoras de R$ 354,0 milhões, relacionadas ao empréstimo com BNDES e referentes a RTE/CVA, às

amortizações, na CPFL Paulista, de R$ 151,0 milhões referentes às debêntures, e às amortizações de R$ 152,0

milhões referentes ao Floating Rate Notes.

Em dezembro de 2004, o BNDES aprovou o enquadramento da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga ao

Programa de Expansão e modernização do Sistema Elétrico (FINEM), correspondendo a créditos de

respectivamente, R$ 241,0 milhões e R$ 89,0 milhões, ambos indexados ao TJLP e com prazo de 6 anos. Em

2005, foram liberadas para a CPFL Paulista três parcelas, totalizando R$ 139,0 milhões. Para a CPFL

Piratininga ocorreram quatro liberações, totalizando R$ 66,0 milhões.

Em abril de 2005, a Enercan, de cujo capital a CPFL Geração detém 48,72% recebeu a aprovação de

empréstimo junto ao BID – Banco Interamericano de Desenvolvimento, no montante de US$ 75,0 milhões e

destinado ao financiamento da UHE Campos Novos. Do total contratado, foram liberadas duas parcelas que

atingiram o montante de US$ 60,0 milhões.

Em dezembro 2005, a CPFL Piratininga captou R$ 300,0 milhões em recursos de curto prazo indexados ao

CDI. Esse empréstimo foi liquidado em fevereiro de 2006, com parte dos recursos da emissão de R$ 400,0

milhões em debêntures, da espécie subordinada, com prazo de 5 anos. A remuneração dessa emissão é de

104,0% CDI e deverá ser amortizada em duas parcelas, sendo a primeira em 1 de janeiro de 2010 e a

segunda em 1 de janeiro de 2011.

Em relação à RGE, a empresa encerrou o ano 2005 com endividamento financeiro total de R$ 633,0 milhões,

praticamente estável em relação ao saldo consolidado de 2004. Dos R$ 284,0 milhões de liberações de novos

empréstimos em 2005 destacou-se a emissão de debêntures no valor de R$ 230,0 milhões, o que permitiu o

alongamento do perfil da dívida. Essa emissão foi feita em duas séries, uma no montante de R$ 204,0

milhões, indexados em CDI e com vencimento em abril de 2009, e outra no montante de R$ 26,0 milhões,

indexados em IGP-M e com vencimento em abril de 2011.

102

Consolidado - R$ (milhões)

2005 2004

Principal Principal

Encargos

Circulante Não Circulante Total

Encargos


Total

Moeda Nacional

BNDES - Repotencialização 0,1 3,7 14,1 17,9 0,1 3,7 15,6 19,4

BNDES - Investimento 7,3 74,0 1.002,2 1.083,5 0,4 38,3 652,6 691,3 BNDES - Parcela "A", RTE e Energia Livre 2,0 237,5 394,4 633,9 6,3 214,8 541,9 763,1

BNDES - CVA Portaria 116 0,8 92,6 - 93,4 2,1 165,5 85,7 253,3

FIDC 30,6 64,0 5,7 100,3 19,8 59,7 78,6 158,1

BRDE - 16,0 - 16,0 0,4 18,8 17,5 36,7

Furnas Centrais Elétricas S.A. - - 99,4 99,4 - - 80,0 80,0

Instituições Financeiras 3,6 69,1 113,0 185,7 3,6 54,3 159,6 217,5

Outros 0,6 33,5 19,8 53,9 0,5 19,9 25,0 45,4

Subtotal 45,0 590,4 1.648,6 2.284,0 33,2 575,0 1.656,5 2.264,8

Moeda Estrangeira

IFC - - - - 3,5 10,6 95,6 109,7

Floating Rate Notes 0,5 244,4 - 244,9 0,8 159,3 277,1 437,2

Trade Finance - - - - 0,7 101,5 - 102,2

BID 0,7 - 68,4 69,1 - - - -

Instituições Financeiras 1,8 363,2 90,5 455,5 1,5 18,2 115,2 134,9

Derivativos 69,5 - - 69,5 87,7 - - 87,7

Subtotal 72,5 607,6 158,9 839,0 94,2 289,6 487,9 871,7

Debêntures

CPFL Paulista 84,1 150,7 987,1 1.221,9 93,9 150,7 1.127,2 1.371,8

RGE 7,0 0,4 154,2 161,6 - - - -

Semesa 3,8 121,7 360,2 485,7 4,6 106,8 465,1 576,5

BAESA - 0,7 55,1 55,8 - - 48,3 48,3

Subtotal 94,9 273,5 1.556,6 1.925,0 98,5 257,5 1.640,6 1.996,6

Total 212,4 1.471,5 3.364,1 5.048,0 226,0 1.122,1 3.785,0 5.133,1

103

7. VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

• Introdução

• Histórico

• Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica

• Penalidades

• Principais Entidades Regulatórias

• As Diretrizes do Novo Modelo Institucional

• Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

• Comercialização de Energia

• Compras de Energia Elétrica Conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

• Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado

• Desverticalização

• Garantias Financeiras

• Aspectos Concorrenciais

• Previsões do Mercado Consumidor

• Consumidor Livre

• Atividades Restritas

• Redução do Nível de Energia Contratada

• Tarifas Distribuição de Energia Elétrica

• Encargos Setoriais

• Racionamento

• Remuneração das Geradoras

• Energia Secundária

• Programa Prioritário de Termeletricidade

• Incentivos para Fontes Alternativas de Energia Elétrica

• Meio Ambiente

104


105

VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Introdução

Em 31 de maio de 2006, por meio da Portaria n.º 121, o MME aprovou o PPDEE 2006-2015, o qual estabelece

critérios para a expansão do sistema elétrico brasileiro, no que diz respeito aos mercados de distribuição,

geração e transmissão de energia elétrica para o período compreendido entre os anos de 2006 e 2015.

O PDEE visa à expansão do SIN por meio de um planejamento que oriente as ações governamentais futuras e

forneça uma correta sinalização a todos os agentes do setor elétrico brasileiro, a fim de garantir o suprimento

de energia de forma sustentável para o meio ambiente, a minimização dos custos totais, os quais incluem os

custos sócio-ambientais e os custos de operação, e a alocação eficiente dos investimentos, base para

modicidade tarifária futura.

Os estudos de planejamento feitos pelo PDEE abrangem o horizonte dos próximos dez anos, sendo objeto de

revisões anuais que considerarão, entre outras, as mudanças nas previsões de crescimento do consumo de

energia elétrica e as reavaliações da economicidade e viabilidade dos projetos de geração.

De acordo com estudos realizados em razão da elaboração do PDEE em dezembro de 2005, considerando o

parque gerador existente, as interligações internacionais já em operação e ainda a parcela de energia de

Itaipu importada do Paraguai, o Brasil tinha Potência Instalada de 102,9 GW, dos quais aproximadamente

70,23% correspondiam à geração hidrelétrica, 19,85% à geração termelétrica (gás natural, petróleo,

biomassa, e carvão mineral), 1,95% à energia nuclear, 0,03% à energia eólica, e 7,94% à importação de

energia elétrica pelo SIN.

Com objetivo de alcançar expressiva redução da CCC Sistemas Isolados, o PDEE contempla ainda a integração

dos sistemas isolados ao SIN, por intermédio da construção das linhas de transmissão Jauru/Vilhena, em

230kV, Tucuruí/Manaus (Cariri), em 500kV, e Jurapari/Macapá, em 230kV, no menor prazo possível, tendo em

vista que as análises econômicas para a implementação do projeto de integração já foram efetuadas.

Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. O

PDEE objetiva também a integração dos sistemas isolados Acre-Rondônia e Manaus-Macapá aos subsistemas

Sudeste/Centro-Oeste até janeiro de 2012.

Além da integração dos sistemas isolados, o PDEE também prevê, para a expansão da geração de energia

elétrica, a repotenciação, definida pela PDEE como a execução de um conjunto de obras que visam à geração

de potência e rendimento, e à modernização das usinas existentes, o que, embora possa não representar

muito em termos de energia assegurada, contribuirá para o atendimento do crescimento da demanda máxima

de energia prevista.

Segundo dados divulgados pela ANEEL, o Brasil possui no total 1.544 empreendimentos de geração em

operação, gerando 94.798.343 kW de potência. A previsão para os próximos anos é de uma adição de

26.924.185 kW na capacidade de geração do País, proveniente dos 70 empreendimentos atualmente em

construção e mais 503 empreendimentos com concessão e/ou autorização outorgada.

106

Aproximadamente 42% da Potência Instalada de geração de energia dentro do Brasil é atualmente de

propriedade da Eletrobrás, empresa controlada pelo governo. Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é

responsável também por 70% da Potência Instalada de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns

Estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia, tais

como a CESP - Companhia Energética de São Paulo, a Companhia Paranaense de Energia - COPEL, e a

Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, dentre outras.

Em 2006, as empresas privadas detinham aproximadamente 25% e 72% do mercado de geração e

distribuição de energia, em termos de capacidade total, e 11,0% do mercado de transmissão (rede básica), de

acordo com os dados da ANEEL.

Ainda em 2006, houve uma expansão de 3,8% no consumo de energia elétrica no Brasil, contra um

crescimento de 2,9% da economia, segundo o IBGE, resultando em um múltiplo de 1,3 entre os dois

indicadores, valor em linha com a elasticidade histórica. Para 2007, espera-se um incremento superior no

consumo de energia elétrica ao de 2006, podendo alcançar mais de 5,0%, de acordo com a EPE.

Histórico

A Constituição Brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser

realizada diretamente pelo governo brasileiro 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 e pelos governos

estaduais. Nos últimos anos, o governo brasileiro adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em

geral, essas medidas visavam ao aumento do investimento privado e à eliminação das restrições aos

investimentos estrangeiros, ampliando, por conseguinte, a concorrência como um todo no setor elétrico.

Em 13 de fevereiro de 1995, foi promulgada a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a Lei de

Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (i) exigiram que todas as novas concessões para

prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios, (ii)

disciplinam a prorrogação das concessões existentes; (iii) gradualmente permitiram que certos consumidores

de energia elétrica que apresentassem demanda significativa, designados Consumidores Livres, adquirissem

energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, (iv) trataram da

criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, que, por meio de concessão, permissão ou

autorização, podem gerar e vender a totalidade ou parte de sua energia elétrica, por sua conta e risco, a

Consumidores Livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros, (v) concederam aos Consumidores

Livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e (vi)

eliminaram a necessidade, por parte das concessionárias, de obter concessão, por meio de licitação, para

construção e operação de usinas hidroelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW, as chamadas Pequenas

Centrais Hidrelétricas - PCHs.

Em 15 de agosto de 1995, por meio da Emenda Constitucional n.º 06, permitiu-se o investimento estrangeiro

no aproveitamento de potenciais de energia hidráulica, sendo a autorização ou a concessão para exploração

desses potenciais outorgada a empresas brasileiras ou constituídas sob as leis brasileiras, com sede e

administração situadas no Brasil.

107

Além disso, a partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de geradoras

e distribuidoras detidas pela Eletrobrás, uma sociedade de economia mista controlada pelo governo brasileiro,

e por vários Estados foi vendida a investidores privados. Paralelamente, alguns Governos Estaduais também

venderam suas participações em importantes distribuidoras.

Em 27 de maio de 1998, o governo brasileiro 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:

(i) criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de

energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE, que substituiu o

sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados (o Mercado

citado foi posteriormente substituído pela CCEE);

(ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra

compromissos de take-or-pay, com preços e volumes 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 culminaria no

estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e competitivo;

(iii) criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela

administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e

(iv) estabelecimento de procedimentos licitatórios para outorga de concessões para construção e

operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica.

Em 2001, o país enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de 2002.

Em conseqüência, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa de

Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste,

Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência

prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e

industriais situados nas regiões afetadas pelo Programa do Racionamento, por meio da introdução de regimes

tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica, pois as metas de redução de

consumo para as classes residenciais e industriais chegavam a 20%.

Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa de Racionamento, em razão do

aumento da oferta, graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios, e da redução moderada da

demanda. A economia de energia durante o período em que o racionamento esteve em vigor foi de 26 mil

MWh, incluindo a redução no consumo registrada na Região Norte, que saiu do racionamento no dia 1º de

janeiro. O total de energia economizada correspondeu ao consumo, durante um ano, de 7,2 milhões de

residências, as quais consomem, em média, 300 KWh por mês.

Em 26 de abril de 2002, a com a promulgação da Lei do Acordo Geral do Setor Elétrico, novas medidas foram

implementadas, dentre as quais: (i) o estabelecimento de diretrizes para o enquadramento de consumidores

na subclasse Residencial Baixa Renda; (ii) a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de

Energia Elétrica - PROINFA; (iii) a previsão da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras com as perdas

108

provenientes do racionamento; (iv) a criação da CDE, e (v) as metas para universalização dos serviços

públicos de energia elétrica a serem cumpridas pelas concessionárias e permissionárias de serviço público de

distribuição de energia elétrica.

Em 21 de outubro de 2003, foi aprovada a criação do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às

Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, mediante a concessão de

financiamento do BNDES às distribuidoras, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do

adiamento da aplicação do mecanismo de compensação de valores relativos à Parcela A das tarifas de energia

elétrica (CVA – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A).

Em 15 de março de 2004, o governo federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um

esforço para as deficiências do modelo anterior tendo como principais objetivos a criação de um marco

regulatório estável, a garantia da segurança do suprimento de energia elétrica aos consumidores e a

promoção da modicidade tarifária. 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

adicional 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 Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e à

comercialização de energia elétrica foram regulamentados por decreto presidencial. Ainda, no mês de agosto

do mesmo ano, foram promulgados os demais decretos presidenciais regulando a constituição da CCEE, CMSE

e da EPE.

Concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica

As companhias ou consórcios que pretendam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou

distribuição de energia elétrica no Brasil deverão firmar contrato de concessão ou solicitar a permissão ou

autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de Poder Concedente. As concessões conferem

direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de concessão durante um

período determinado que geralmente tem a duração de 35 anos para novas concessões de geração e de 30

anos para novas concessões de transmissão ou distribuição de energia. Concessões existentes poderão ser

renovadas a exclusivo critério do Poder Concedente, ainda que a respectiva concessionária tenha cumprido

com todas as suas obrigações nos termos dos Contratos de Concessão e solicitado a prorrogação dentro do

prazo. Assim, não há garantia de que as concessões hoje outorgadas às respectivas concessionárias, inclusive

a Emissora, serão prorrogadas pelo Poder Concedente. A prorrogação de uma concessão provavelmente terá

como contrapartida o pagamento, pela respectiva concessionária, de valores a título de uso de bem público

para produção e comercialização de energia elétrica.

A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir

na prestação de serviços de energia elétrica, e as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. As

principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida abaixo:

Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de

regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço.

109

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

concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.

Responsabilidade Objetiva. A concessionária é diretamente responsável 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 fiel cumprimento das

normas contratuais, regulamentares e legais, 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 à 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 pela não extinção

da concessão e o seu termo contratual ainda não tiver expirado.

Término antecipado da concessão: O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de

encampação, caducidade ou rescisão do contrato. Encampação consiste no término prematuro de uma

concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade consiste na declaração pelo poder

concedente depois de a ANEEL ou o MME terem expedido um ato normativo dizendo que a concessionária,

entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação

aplicável, (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados, ou

(3) não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente A concessionária tem direito

à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou

depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária. Por fim, a rescisão

contratual pode ser feita de comum acordo entre as partes ou em decorrência de decisão judicial irrecorrível,

proferida em processo interposto pelo concessionário.

Término por decurso do prazo: Quando a concessão expira, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à

concessionária que sejam materialmente relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao poder

concedente. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos

revertidos, exceto quanto àqueles relacionados ao projeto original, que não tenham sido integralmente

amortizados ou depreciados.

Reversão dos Bens. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos

à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, 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.

110

Penalidades A regulamentação da ANEEL prevê a aplicação de sanções e penalidades aos agentes do setor elétrico e classifica as penalidades com base na natureza e na relevância da violação (incluindo advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar em processos de licitação para novas concessões, licenças ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2,0% (dois por cento) da receita oriunda de venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e ISS) das concessionárias verificada no período de 12 meses imediatamente anterior à lavratura do auto de infração Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da ANEEL no caso de:

(i) Celebração de contratos com partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação; (ii) Venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de

quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e

(iii) Alterações no controle do detentor da autorização ou concessionário.

Principais Entidades Regulatórias Ministério de Minas e Energia - MME O MME é o principal órgão regulador do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder Concedente em nome do governo federal, e tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e da regulamentação do setor. Subseqüentemente à aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando principalmente por intermédio do MME, assumiu certas atribuições anteriormente de responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e instalações de energia elétrica.

ANEEL O setor elétrico brasileiro é atualmente regulado pela ANEEL, criada como uma autarquia federal autônoma. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as principais responsabilidades da ANEEL passaram a ser (i) regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e (ii) responder a questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre os agentes do setor elétrico; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política Energética - CNPE O CNPE foi criado em agosto de 1997 com para o desenvolvimento e criação da política nacional de energia e de otimizar a utilização dos recursos energéticos no Brasil, assegurando, desta forma, o fornecimento de energia elétrica ao País. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal.

111

ONS

O ONS foi criado em 1998 e se caracteriza como 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 de energia. O

principal papel do ONS é o de coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no SIN, de acordo

com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem:

(a) o planejamento operacional do setor de geração, (b) a organização da utilização do SIN e interconexões

internacionais, (c) a garantia de que todos os agentes do setor tenham acesso à rede de transmissão de

maneira não discriminatória, (d) a prestação de assistência na expansão do sistema elétrico brasileiro, (e) a

apresentação de propostas de planos ao MME para ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão

levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); (f) a apresentação de

normas relativas à operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e (g) a elaboração de um

programa de despacho otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à

CCEE, que, em 10 de novembro de 2004, sucedeu o MAE, absorvendo todas as suas atividades e ativos.

Uma das atribuições da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os leilões

públicos de energia elétrica no Ambiente Regulado. Ainda, é também responsável, entre outras coisas, (i) pelo

registro de todos os CCEARs, dos contratos resultantes dos leilões de ajustes de mercado, bem como do

volume de energia contratado no Ambiente Livre, e (ii) pela contabilização e liquidação das transações de

curto prazo e das diferenças referentes aos contratos bilaterais registrados.

A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como por

Consumidores Livres e consumidores que adquirem energia por meio de fonte solar, eólica e biomassa, e o

seu Conselho de Administração é formado por quatro membros, nomeados por tais agentes, e por um

membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de Administração.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o cálculo do preço da energia elétrica comprada ou

vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) é de responsabilidade da CCEE que leva

em conta, dentre outros fatores, (i) a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atendimento das

cargas do sistema, (ii) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (iii) o custo do déficit de energia

elétrica.

Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de

Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE,

dispondo, entre outros assuntos, sobre as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, a forma de solução dos

conflitos, as condições de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado e no ambiente livre e o

processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo.

112

Empresa de Pesquisa Energética – EPE Em 16 de agosto de 2004, o governo federal criou a EPE e aprovou o seu estatuto social por meio do Decreto nº 5.189. A EPE é uma empresa pública federal, cuja autorização para criação foi concedida pela Lei nº 10.847, de 15 de março de 2004, sendo responsável pela condução de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético brasileiro, incluindo as indústrias de energia elétrica, de petróleo e gás natural e seus derivados, de carvão mineral, e de fontes energéticas renováveis. 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. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE Em 9 de agosto de 2004, o governo federal criou o CMSE, que é presidido e coordenado pelo MME e composto por representantes da ANEEL, da Agência Nacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e do ONS. As principais atribuições do CMSE são: (a) acompanhar as atividades do setor energético, (b) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica e (c) elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando à manutenção ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético. As Diretrizes do Novo Modelo Institucional

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu importantes alterações ao setor elétrico brasileiro. Em bases gerais, a nova lei permite uma maior participação do Estado no setor elétrico em comparação com o modelo anterior, e cria incentivos, por meio de processos de licitação mais competitivos, para a redução das tarifas de suprimento de energia elétrica no país. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

(i) criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia elétrica, sendo (a) um mercado de venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica para consumidores cativos, o ACR; e (b) um mercado especificamente destinado aos demais agentes do setor elétrico (por exemplo, produtores independentes, Consumidores Livres e agentes comercializadores), que permitirá um certo grau de competição em relação ao ACR, denominado ACL;

(ii) restrição de atividades para distribuidoras, de modo a assegurar que as distribuidoras se

concentrem exclusivamente na prestação do serviço público de distribuição, para garantir um serviço mais eficiente e confiável aos consumidores cativos;

(iii) eliminação do direito à chamada auto-contratação (self dealing), de forma a incentivar as

distribuidoras a comprarem energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de empreendimento de geração próprio ou de suas partes relacionadas;

(iv) respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, de forma a garantir segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação; e

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de Privatização criado pelo Governo Federal em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.

113

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. Embora os Ministros do Supremo Tribunal Federal já tenham, negado, por maioria, pedido de medida liminar que buscava suspende os efeitos da Medida Provisória que deu origem à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, 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, enquanto isso, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, espera-se que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras, de venda de energia elétrica para consumidores livres e a eliminação do direito à auto-contratação, continuem em vigor. Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico. Comercialização de Energia A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei de Reestruturação do Setor Elétrico de 27 de maio de 1998, conforme alterada, e no Decreto n.º 2.655 de 02 de julho de 1998, conforme alterado, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, entre os quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, os agentes comercializadores e/ou importadores de energia. A comercialização de energia tem por finalidade o abastecimento energético, por meio das distribuidoras de seus consumidores cativos e por meio de geradoras e comercializadoras para os Consumidores Livres, sendo realizada também entre agentes setoriais que não sejam consumidores finais. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os CCEAR deverão ser celebrados entre cada geradora e todas as concessionárias e permissionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional (“SIN”), que são obrigadas a oferecer garantias aos geradores. As contratações entre as distribuidoras e empreendimentos de geração existentes prevêem a entrega da energia sempre a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. Excepcionalmente, até 2006, as licitações de compra poderão prever início da entrega de energia em até 5 anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração prevêem a entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos.

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 elétrica serão realizadas em dois diferentes segmentos de mercado: (a) o 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 (b) o ACL, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não-regulados (tais como os Consumidores Livres e comercializadores de energia elétrica).

114

A energia elétrica proveniente (a) de projetos de geração de baixa capacidade localizados próximo a centrais

de consumo (tais como usinas de co-geração e as PCHs), (b) de usinas qualificadas nos termos do PROINFA, e

(c) de Itaipu, não ficará sujeita ao processo licitatório para fornecimento de energia elétrica ao ACR. A energia

elétrica gerada por Itaipu, situada na fronteira entre Brasil e Paraguai, é comercializada pela Eletrobrás e a

quantidade a ser adquirida por cada distribuidora é determinada pelo governo federal por meio da ANEEL. O

preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em Dólar e estabelecido

de acordo com Tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétrica de

Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar.

Ambiente de Contratação Regulada – ACR

No ACR, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia elétrica para distribuição a seus

consumidores cativos. As distribuidoras deverão contratar a compra de energia elétrica de geradoras por meio

de elilões públicos regulados pela ANEEL e organizados pela CCEE. As compras de energia elétrica poderão ser

realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: (a) Contratos de Quantidade de Energia, e (b)

Contratos de Disponibilidade de Energia.

Nos termos dos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa

quantidade de energia elétrica e assume o risco de o fornecimento de energia elétrica 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 elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de fornecimento. Nos termos dos

Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade

ao ACR. Se o gerador tiver um Contrato de Disponibilidade de Energia, não haverá liquidação de diferenças

para o gerador, pois o resultado líquido da contabilização das diferenças de todos os geradores contratados

nessa modalidade será alocado ao “pool”, para repasse aos consumidores cativos. Neste caso, a receita da

unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto,

esses contratos constituem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda por parte das distribuidoras é o

principal fator levado em conta quando da determinação da quantidade de energia elétrica que o sistema

como um todo deverá contratar. De acordo com o novo modelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar

100,0% de suas necessidades de energia elétrica, ao invés dos 95,0% exigidos pelo modelo antigo. A

insuficiência de energia elétrica para suprir todo o mercado é verificada no processo de contabilização da CCEE

e pode resultar em penalidades às distribuidoras.

As distribuidoras de energia têm o direito de repassar a seus consumidores os custos relacionados à energia

elétrica adquirida por meio de leilões, bem como quaisquer tributos e encargos setoriais relativos aos leilões.

Nesse repasse, determinados desvios de volumes para maior e para menor são admitidos em virtude da

impossibilidade das distribuidoras de declararem montantes exatos e com antecedência em relação à sua

demanda de energia elétrica para um determinado período.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do ACR, os CCEAR deverão ser celebrados

entre cada Agente Vendedor e todas as concessionárias e permissionárias de distribuição que participaram de

um determinado leilão, sendo estas obrigadas a oferecer garantias às geradoras. As contratações entre as

distribuidoras e empreendimentos de geração existentes poderão prever entrega da energia a partir do ano

115

seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. As

contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração poderão prever entrega da energia

a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15

e, no máximo, 35 anos. A regulamentação da contratação de energia no ACR deverá prever, ainda, condições

e limites para repasse do custo de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais, bem como o

compartilhamento dos riscos hidrológicos entre geradoras e compradores.

Redução do Nível de Energia Contratada

O Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do

Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs (i) para

compensar o exercício da opção de compra de energia proveniente de outro fornecedor, pelos consumidores

que se tornarem consumidores livres atendidos de forma regulada, conforme declaração de necessidade de

contratação encaminhada ao MME, (ii) de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em

cada ano, redução de até 4% do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência

contratual, do início do suprimento e dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores e (iii) na

hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de

março de 2004.

Redução Compulsória no Consumo

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Federal venha a

decretar a redução compulsória do consumo de energia em determinada região, todos os Contratos de

Quantidade de Energia no ACR, registrados pela CCEE, deverão ter seus respectivos volumes reajustados na

mesma proporção da redução do consumo.

Ambiente de Contratação Livre – ACL

O ACL engloba as vendas de energia elétrica livremente negociadas entre concessionárias geradoras,

Produtores Independentes de Energia Elétrica, Auto-Produtores, comercializadores de energia elétrica,

importadores de energia elétrica e Consumidores Livres. O ACL também inclui 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 15 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.

Caso o consumidor opte por se tornar livre, somente poderá voltar ao sistema regulado uma vez que tenha

notificado à distribuidora de sua região com 5 anos de antecedência, de sua intenção ficando 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 ACR. A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se

tornar consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto a

geradoras de acordo com o volume de energia que não será distribuído aos consumidores livres. As geradoras

116

estatais, assim como as geradoras privadas, poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres,

contudo estas unidades deverão fazê-lo por meio de processos públicos que garantam a transparência e

igualdade de acesso aos interessados.

Eliminação da Auto-Contratação (Self-Dealing)

Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no ACR, a chamada auto-

contratação (self-dealing), na qual cada distribuidora podia satisfazer até 30,0% de suas necessidades de

energia por meio da compra junto a partes relacionadas, não mais é permitida, exceto no contexto de

contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo

do Setor Elétrico ou nos contratos firmados em decorrência do leilão realizado de acordo com as regra do

próprio ACR.

Compras de Energia Elétrica Conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o governo federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que (a) regulamenta a

comercialização de energia elétrica nos ACR e ACL e (b) dispõe sobre o processo de outorga de concessões e

autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre:

(i) regras gerais para a comercialização de energia elétrica;

(ii) comercialização de energia elétrica no ACR (incluindo as regras sobre informações e declarações de

necessidades de energia elétrica, leilões para compra de energia elétrica, contratos de compra e

venda de energia elétrica e repasse às tarifas dos consumidores);

(iii) comercialização de energia elétrica no ACL;

(iv) contabilização e liquidação de diferenças no mercado de curto prazo; e

(v) outorgas de concessão.

Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de (a) todo agente consumidor de energia elétrica

contratar toda a demanda necessária para o atendimento de 100% de seus mercados ou cargas, e (b) todo

agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente lastro físico para a venda de energia

(mediante 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 elétrica no ACR estabelecidas pelo Decreto n.º 5.163 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 energia. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir

a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de aquisição de energia proveniente (a) de

geração distribuída, (b) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA, (c) de contratos de compra e

venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (d) de Itaipu.

Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de

empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano.

117

Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente seja distribuidor, gerador, comercializador, autoprodutor ou

consumidor livre deverá declarar ao MME, até 1º de agosto de cada ano, sua estimativa de mercado ou carga,

para cada um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deverá declarar, até sessenta dias

antes de cada leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de

novos empreendimentos, os montantes de energia que deverá contratar nos leilões.

Além disso, as distribuidoras devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao

atendimento a consumidores potencialmente livres, quais sejam aqueles que apresentam os requisitos

regulatórios para se tornarem consumidores livres, mas que ainda não exerceram essa opção.

A cada ano, o MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das

instalações de geração que têm permissão para participar dos leilões.

A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de

contratação de energia basicamente por meio de leilões públicos.

Os Leilões de Energia

Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração são

realizados (a) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”), e (b) três anos

antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Há, ainda, leilões de compra de energia provenientes

de empreendimentos de geração existentes (a) realizados no ano anterior ao de início da entrega da energia

(denominados leilões “A-1”) e (b) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores

ao respectivo leilão.

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.

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras devem contratar 100% da sua demanda

esperada de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão. Para cumprir essa finalidade, as

distribuidoras devem realizar aquisições de energia nos leilões regulados pela ANEEL (conforme mencionado

anteriormente existem algumas situações excepcionais onde o suprimento de energia elétrica à distribuidora

não requer a realização dos leilões regulados, quer por ser a compra da energia compulsória – caso de Itaipu

– caso por ser autorizada a contratação por meio de chamada pública – Geração Distribuída, fontes eólicas,

PCHs, biomassa), seja para a aquisição junto a projetos de geração já existentes ou novos.

Após a conclusão de cada leilão, as geradoras e as distribuidoras celebram CCEAR estabelecendo os termos,

condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentam garantias em benefício

das geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em um montante equivalente a

100% da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de Certificados de Depósito

Bancários.

Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto

estabelece três possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam (a) compensação pela

saída de consumidores potencialmente livres, (b) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao ano do

118

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 (c) adaptação às variações

de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados até 11 de dezembro de 2003.

O Leilão de 2004 e os Leilões de Energia Nova Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão com base nos procedimentos previstos pela

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras e geradoras entregaram, até o dia 2 de dezembro de

2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica para os cinco anos subseqüentes e os

montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em relação a contratos com início de

suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o MME estabeleceu o montante

total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas geradoras participantes do leilão. O

leilão ocorreu em duas fases, pro meio de um sistema eletrônico.

Após a conclusão do leilão de 2004, as geradoras e as distribuidoras celebraram CCEAR estabelecendo os

termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentaram garantias de

forma a assegurar o pagamento do montante devido às geradoras, podendo optar entre fiança bancária,

dação de recebíveis em montante equivalente a 100% (cem por cento) da média do valor das últimas três

faturas relativas ao CCEAR e cessão de CDB – Certificado de Depósito Bancário.

Em complemento ao leilão inicial de energia realizado em dezembro de 2004, visando à contratação de

energia para os anos de 2008 e 2009 e a cobertura da demanda não contratada no 1° leilão, foram realizados

3 leilões em 2005.

Assim, ao longo do ano de 2005, buscou-se uma consolidação do Novo Modelo do Setor Elétrico em relação à

garantia de suprimento e modicidade tarifária, por meio da realização de leilões de energia existente e de

energia nova no ACR, e na regulação específica de artigos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e do

Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004.

Em abril de 2005, houve a realização do segundo leilão de energia existente, de acordo com a Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico. Foi vendido no leilão um total de 1.325 MW médios, correspondente a apenas 23%

da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Tal energia foi vendida a um preço médio de

R$83,13/MWh.

A energia a ser vendida com entrega prevista para 2009, foi automaticamente excluída do leilão, em

conformidade com as regras estabelecidas pelo MME, tendo em vista que o preço para tal produto, durante o

leilão, ficou abaixo das expectativas de mercado, com todas as Geradoras retirando suas ofertas. Como

conseqüência, há, ainda, energia existente a ser contratada para 2009.

Em outubro de 2005, foram realizados o terceiro e quarto leilões de energia existente, com preços médios de

R$63,0/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$95,0/MWh para entrega de energia entre 2009 e

2016. Os volumes de energia vendidos foram de 102 MW médios para entrega entre 2006 e 2008 e de 1.166

MW médios para entrega entre 2009 e 2016.

119

Mesmo com as inovações na sistemática, foi mantido o controle absoluto de único leiloeiro pelo governo

federal. Desta forma, a demanda não contratada nos referidos leilões anteriores foi consolidada num produto

de 3 anos, com vigência de 2006 a 2008, sendo negociados 102 MW-médios a um preço médio de R$ 62,95

por MWh. Considerando que a modelagem para contratação de energia nova e energia existente não

possibilitou o reingresso da energia não contratada, há um montante de energia existente da ordem de 800

MW-médios sem contratação.

Em dezembro de 2005, foi realizado o primeiro leilão de energia nova, o qual foi dividido em 3 fases. A

segmentação do mercado em hidrelétrico e termoelétrico possibilitou a expansão e contratação de montantes

de energia térmica a preços superiores ao da energia hidráulica, deslocada por falta de espaço no mercado. A

1ª fase do leilão, em função de tais fatos, acabou por definir o preço marginal de expansão único em R$

116,00 por MWh, objetivando estabelecer o vínculo entre o proponente que ofertasse o maior desconto em

relação ao preço marginal e o empreendimento, recebendo uma concessão condicionada ao desempenho das

outras duas fases do leilão.

A partir da 2ª fase do leilão, além dos novos empreendimentos hidrelétricos, foram também incorporados os

demais empreendimentos, incluindo termoelétricas, pequenas centrais hidrelétricas e usinas botox, conforme

as definições contidas nos artigos 17 e 22 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e no Decreto 5.163.

Durante a 2ª e a 3ª fases do leilão foram estabelecidas rodadas visando ao estabelecimento disputa entre os

ofertantes de energia. Tais rodadas tiveram como objetivo atender a demanda de energia nova das

distribuidoras a partir dos anos de 2008, 2009 e 2010, por 15 e 30 anos, segundo a fonte térmica e hidráulica,

respectivamente. Foram negociados 3.286 MW-médios, sendo 69% térmicos e 31% hídricos, a um preço

médio de R$ 123,30/MW, e foi observado um preço marginal do leilão de R$ 139,00/MW. O preço médio

hidrelétrico foi R$ 114,30/MWh, ao passo que o preço médio termoelétrico foi de R$ 127,30/MWh.

Aproximadamente 28% da energia elétrica disponível neste leilão não foi contratada. Tal leilão de energia

nova não despertou grande interesse no setor privado, sendo 69% das vendas realizadas por empreses

estatais.

Em 29 de junho de 2006, foi realizado o 2º Leilão de Energia Nova, no qual foi transacionado um total de

1.682 MWmédios, através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos e

de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 128,13/MWh. A energia contratada será

entregue a partir de 01 de janeiro de 2009.

No 3º Leilão de Energia Nova, realizado em 10 de outubro de 2006, foi transacionado um total de 1.104

MWmédios através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos, e de 15

anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 126,16/MWh. A energia contratada será entregue a

partir de 01 de janeiro de 2011.

Limitação de Repasse de Custos de Aquisição

No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos

consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência (VR), que

corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3, calculado para todas as

empresas de distribuição.

120

O Valor Anual de Referência cria um incentivo para empresas de distribuição contratarem suas demandas

esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços inferiores aos dos leilões A-3. O VR será

aplicado nos primeiros três anos dos contratos de comercialização de energia dos novos projetos de geração

de energia, firmados em A-5. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição da energia desses projetos

serão integralmente repassados. O decreto estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de

distribuição de repassar os custos aos consumidores:

(i) impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente

a mais de 103% da carga anual de fornecimento da distribuidora;

(ii) quando a contratação ocorrer em um leilão “A-3” e a contratação exceder em dois por cento a

demanda contratada em “A-5”, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor

dentre os custos de contratação relativos aos leilões “A-5” e “A-3”;

(iii) caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite

inferior de contratação (correspondente a 96,0% do volume vigente dos contratos que se

extinguirem no ano dos leilões), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos

empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor;

(iv) no período compreendido entre 2006 a 2008, a contratação de energia existentes nos leilões “A-1”

não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do

custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor

médio do custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para

entrega a partir de 2007 até 2009. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica

proveniente de empreendimentos existentes;

(v) para a energia adquirida no leilão "A-1" a ser promovido em 2008, ao limite de 1,0% será acrescida

a quantidade de energia contratada no leilão "A-1" promovido em 2005, com prazo de duração de

três anos;

(vi) o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes;

e

(vii) se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratarem integralmente suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo às tarifas dos consumidores será sempre equivalente ao menor valor entre o Preço de Liquidação das Diferenças - PLD e o VR, representando um risco de preço às distribuidoras.

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 sua promulgação não poderão ser alterados para refletir qualquer prorrogação de seus prazos ou aumento de preços ou quantidades de energia elétrica já contratadas, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo.

121

Durante o período de transição para o mercado de energia 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 que tiveram seus volumes e prazos estabelecidos pela ANEEL e cujo volume vem sendo reduzido gradualmente em 25% ao ano desde 2003. O objetivo do período de transição é o de permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os agentes do mercado contra exposição à potencial volatilidade de preços do mercado spot. Durante esse período, os Contratos Iniciais foram sendo reduzidos em 25% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-se em 31 de dezembro de 2005. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua energia não contratada no ACR e ACL. Quando os Contratos Iniciais venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no Ambiente de Contratação Regulado ou Livre. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração, públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não foram obrigadas a reduzir 25% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos. Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico. De acordo com tais limites, com exceção das empresas participantes do Programa Nacional de Desestatização (que apenas devem observar tais limites uma vez que sua reestruturação societária final estiver concluída), nenhuma companhia do setor elétrico poderá (i) deter mais de 20,0% da Potência Instalada do Brasil, 25,0% da Potência Instalada nas regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da Potência Instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se tal percentagem corresponder à Potência Instalada de uma única usina geradora; (ii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de distribuição, 25,0% do mercado de distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia superior às taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de comercialização para consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização para usuários não-finais ou 25,0% da soma das percentagens acima.

Desverticalização

A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma

verticalmente integrada, visando à segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de

energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995.

O processo de desverticalização tem como objetivos: (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando a

contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público, permitindo a

aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da gestão e

permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii) efetivar e

estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível (geração e

comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há monopólio de rede

(transmissão e distribuição).

122

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de

serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i)

de geração de energia (exceto Geração Distribuída); (ii) de transmissão de energia; (iii) de venda de energia a

Consumidores Livres situados fora de sua área de concessão; (iv) de participação em outras sociedades, direta

ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros necessários

a prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao objeto social,

exceto nos casos previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não se aplicam (i)

ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio mercado desde

que inferior a 500 CWh/ano; e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à própria distribuidora ou

a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL.

Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não

poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia

elétrica no SIN.

As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia elétrica

tiveram que se adaptar às regras da referida desverticalização até setembro de 2005. Esse prazo poderia ser

prorrogado pela ANEEL, uma única vez, se efetivamente comprovada a impossibilidade do cumprimento das

disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias e autorizadas.

Garantias Financeiras

A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de

serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes e qualquer outro ativo

vinculado à prestação de serviço público, em garantia de empréstimo, financiamento ou qualquer outra

operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e, excepcionalmente, poderão oferecer garantias a

financiamentos de empreendimentos de geração de energia elétrica de que participem direta ou

indiretamente, outorgados antes da vigência da Lei.

A Resolução ANEEL n.º 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica

interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com

outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais

condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento dos

bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que se trata

e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de energia

elétrica garantidora. Essa modalidade de garantia será autorizada para o período correspondente à construção da obra, extinguindo-se 180 dias após sua entrada em operação comercial, esta, caracterizada pela operação da última unidade geradora, respeitada a data prevista no cronograma de implantação da usina aprovado pela ANEEL. A Resolução também estabelece a metodologia para cálculo dos limites a serem respeitados pelas concessionárias: (i) em função do endividamento em relação ao passivo total; ou (ii) em função da geração interna de recursos apurados anualmente, no período abrangido pela garantia pretendida.

123

Deverá constar da contratação pleiteada a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualquer ação ou direito contra a ANEEL e o Poder Concedente, em decorrência de desatendimento pelas concessionárias dos compromissos assumidos, ressalvando-se ainda, no instrumento de contratação que, o uso do produto da eventual indenização dos bens reversíveis para pagamento aos financiadores estará limitado ao valor dos débitos não liquidados. Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa n.º 150/05 que altera a forma de cálculo das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidrelétricas não serão considerados no histórico desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos.

Aspectos Concorrenciais Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada):

(i) nenhuma geradora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos, poderá deter mais de 20% da Potência Instalada do Brasil, 25% da Potência Instalada da região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% da Potência Instalada da região norte/nordeste;

(ii) nenhuma distribuidora, isoladamente ou em conjunto com seus controladores diretos e indiretos,

poderá responder por mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição na região sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição na região norte/nordeste;

(iii) nenhuma companhia de comercialização, isoladamente ou em conjunto com seus controladores

diretos e indiretos, poderá negociar mais de 20% da energia comercial final do Brasil (consumidores finais), 20% da energia elétrica comercial intermediária do Brasil (entre empresas), e 25% do mercado comercial total do Brasil (consumidores e empresas); e

(iv) nenhuma distribuidora poderá adquirir de geradora afiliada ou gerar por si mais de 30% das

necessidades de energia total de seus consumidores cativos (denominado limite de auto-

contratação).

As geradoras e distribuidoras sujeitas aos limites acima são companhias ou consórcios detentores de

concessões, permissões ou autorizações, conforme o caso, para gerar ou distribuir energia elétrica, ou agentes

que detêm ações do grupo de controle da empresa geradora ou distribuidora. No caso de agente que detenha

ações do grupo de controle de empresa geradora ou distribuidora, o cálculo de tais limites toma por base o

número de ações ordinárias da Emissora detidas pelo agente nestas empresas. No caso de sociedade de

responsabilidade limitada, o cálculo toma por base a participação do agente no capital da Emissora.

124

A chamada auto-contratação ou self-dealing, autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas

necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica de empreendimento de geração próprio, não

será mais permitida, exceto em relação a contratos devidamente aprovados pela ANEEL assinados antes da

promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia

elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica

no Ambiente de Contratação Regulado e a geradora vencedora da licitação for uma parte ligada à

distribuidora.

Previsão do Mercado Consumidor

O Novo Modelo Institucional também estabelece que as concessionárias distribuidoras de energia elétrica

serão responsáveis por indicar as estimativas de demanda, num horizonte de 5 anos, das quais derivarão os

contratos de suprimento.

Com o objetivo de incentivar que sejam elaboradas previsões mais realistas, e estabelecida uma margem de

tolerância para desvios de previsão de carga, o MME estabelecerá penalização no caso que as distribuidoras

contratem uma quantidade de energia inferior ou superior ao mercado realizado.

Não obstante, o Novo Modelo Institucional também prevê que considerando a antecedência de 5 anos que

essas projeções deverão ser feitas, será permitida compensações entre as distribuidoras do País.

Em suma, de acordo com o novo modelo, existiria uma tarifa única de suprimento no pool, resultante do mix

da geração que o comporia. Uma empresa distribuidora que previsse o seu mercado acima da realidade,

estaria provocando uma sobrecarga e, em conseqüência, uma tarifa única maior para o pool, onerando outras

empresas distribuidoras que estivessem prevendo o seu mercado sem desvios. De outro lado, previsões baixas

de mercado poderiam estar levando o sistema a riscos de racionamento, que poderiam demandar medidas

corretivas de maior impacto financeiro, principalmente para as distribuidoras.

Consumidor Livre

De acordo com a nova proposta para o setor elétrico, o consumidor livre continuará sendo aquele que com

carga igual ou superior a 3 MW poderá optar entre: (a) continuar sendo atendido pelo distribuidor local; (b)

comprar energia elétrica diretamente de geradora, produtor independente ou de autoprodutores com

excedentes, ou (c) comprar energia elétrica por meio de um comercializador.

Ressalte-se que a nova proposta deixa claro que as concessionárias distribuidoras não podem mais vender

energia elétrica a um consumidor livre (a menos que seja sob condições reguladas).

A lei estabelece ainda que a opção para o consumidor livre retornar para o mercado regulado deverá ser feita

com antecedência mínima de 5 anos. Esse prazo foi estipulado levando-se em consideração a nova

determinação de que os distribuidores devem contratar o montante de energia elétrica de acordo com as suas

próprias previsões, feitas com 5 anos de antecedência. Já no caso da saída para o mercado livre, os contratos

vigentes devem ser respeitados; no caso de contratos de prazo indeterminado, a antecedência do aviso é de,

no mínimo, 15 dias contados da data de declaração de necessidade de energia, da distribuidora local de

energia, sendo que não poderá exceder 3 anos.

125

Cabe ressaltar que o novo modelo permite, mas não obriga, ao distribuidor flexibilizar os prazos anteriores.

Com estas medidas busca-se proteger tanto o cliente cativo como a distribuidora, evitando que a saída do

consumidor livre possa onerar a tarifa dos consumidores cativos, ao se valer da “envoltória dos mínimos”, ou

seja, o comportamento oportunista que consiste em aproveitar-se da conjuntura de sobras para deixar o

mercado regulado para comprar barato e retornar ao mercado regulado tão logo uma conjuntura de escassez

elevar o preço da energia no mercado.

Atividades Restritas

Distribuidoras do SIN não podem (1) desenvolver atividades relacionadas a geração e transmissão de energia,

(2) vender energia a Consumidores Livres, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em

qualquer outra empresa, ou (4) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas

concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão. A Lei do Novo Modelo

do Setor Elétrico concedeu um período de transição de 18 meses para as empresas se ajustarem a essas

regras, e a ANEEL pode prorrogar esse prazo por outros 18 meses (uma única vez) na hipótese de as

empresas não serem capazes de cumprir as exigências dentro do período prescrito.

Redução do Nível de Energia Contratada

O Decreto n.º 5.163 , que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs (1) para compensar o exercício da opção

de compra de energia proveniente de outro fornecedor, pelos consumidores que se tornarem Consumidores

Livres atendidos de forma regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao

MME, (2) de outras variações de mercado, hipótese na qual poderá haver, em cada ano, redução de até 4%

do montante inicial contratado, independentemente do prazo de vigência contratual, do início do suprimento e

dos montantes efetivamente reduzidos nos anos anteriores e (3) na hipótese de aumentos nos montantes de

energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004.

Tarifas Distribuição de Energia Elétrica

As tarifas de distribuição de energia elétrica estão sujeitas à revisão pela ANEEL, que tem poderes para

reajustar e revisar tarifas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições de

mercado. Ao reajustar ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os custos entre

(1) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela 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:

(i) custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais;

(ii) custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;

(iii) determinados encargos tarifários (taxas regulatórias);

126

(iv) custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes; e

(v) custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

O repasse dos custos com a compra de energia prevista em contratos de fornecimento negociados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a um teto baseado em um valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia (tais como hidrelétrica, termelétrica e fontes alternativas de energia). O valor normativo aplicado aos contratos de fornecimento é ajustado anualmente de forma a refletir os aumentos nos custos incorridos pelas Geradoras. Tais reajustes levam em consideração (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda conversível; e (iii) custos relativos a combustíveis (tais como fornecimento de gás natural). Os custos incorridos deverão corresponder a pelo menos 25,0% de todos os custos incorridos pelas Geradoras. A parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias (principalmente custos operacionais). Os custos da Parcela B são determinados 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 à revisões tarifárias periódicas a cada quatro ou cinco anos, conforme definido no respectivo contrato de concessão. Essas revisões visam (a) assegurar as receitas necessárias para cobrir custos da Parcela A, os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e (b) determinar o fator X, que é baseado em três componentes: (i) ganhos previstos de produtividade proveniente de aumento em escala, (ii) avaliações por parte de consumidores (verificadas 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 energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. A revisão extraordinária pode ocorrer a qualquer tempo. Esta revisão é garantida pelo artigo 9º, parágrafo terceiro da Lei de Concessões e pelo contrato de concessão respectivo, e estabelece que a concessionária é responsável pelo requerimento da revisão das tarifas, a fim de manter o equilíbrio econômico e financeiro, na ocorrência de mudanças relevantes dos custos da concessionária, incluindo modificações das tarifas para compra de energia elétrica, cobranças pelo uso de conexão e sistema de transmissão, e aumento de taxas relacionadas a operação da concessionária, exceto tributos relacionados à renda. Desde 2002, clientes de baixa renda têm se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo Governo Federal por meio da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiado pela Eletrobrás com fundos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto n.º 4.336, de 15 de agosto de 2002, foi determinado que as empresas de distribuição seriam compensadas pela perda de receitas

127

resultante da tarifa especial pelo Governo Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estatais federais e da CDE. Desde então, a diferença entre o valor efetivamente faturado pelas distribuidoras de energia com a aplicação da tarifa especial aos clientes de baixa renda e o valor que teria sido fatura com a aplicação das tarifas normais é pago diretamente às distribuidoras de energia mensalmente pela ELETROBRAS com recursos oriundos da CDE.

Encargos Setoriais Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão

A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas são (i) a

TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição exclusiva de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa pelo

uso do sistema de transmissão, que consiste na Rede Básica e suas instalações auxiliares. Adicionalmente, as

distribuidoras do sistema interligado Sul/Sudeste pagam encargos específicos pela transmissão da energia

elétrica gerada em Itaipu. A seguir encontra-se um resumo de cada tarifa ou encargo.

TUSD. A TUSD é paga pelas geradoras e pelos Consumidores Livres pelo uso do sistema de distribuição da

Distribuidora à qual a geradora ou o Consumidor Livre estejam conectados, e é reajustada anualmente,

levando-se em conta a variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação e

manutenção da rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. Atualmente a

TUSD é composta de duas partes, uma denominada TUSD-Encargos, calculada de acordo com o uso de

energia elétrica, e a outra, denominada TUSD Fio, cobrada pela demanda contratada. O encargo mensal a ser

pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela

multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW.mês.

A diminuição da arrecadação decorrente da saída do Consumidor Livre não impõe necessariamente à

distribuidora redução nas suas margens de lucro, uma vez que a remuneração dos investimentos se dá por

meio da TUSD, tarifa que continua sendo auferida pela distribuidora. Porém, os clientes que se tornam clientes

livres deixam de pagar a Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE criada para compensar distribuidores e

geradores de eletricidade pelas perdas sofridas durante o racionamento. Assim, a saída do Consumidor Livre

pode afetar a capacidade de uma distribuidora de recuperar o valor integral da recomposição tarifária referida.

Os consumidores especiais, com carga entre 500 kV e 3 MW, que contratem energia de geradores a partir de

fontes alternativas, podem ter de 50% a 100% de desconto na TUSD.

Além disso, o Decreto nº 5.597, de 26 de novembro de 2005, contudo, autorizou os consumidores livres a se

conectarem à rede básica por meio de rede própria. Como resultado, caso um consumidor livre se conecte

diretamente à rede básica, sem utilizar o sistema de distribuição da concessionária, o pagamento da TUSD não

será mais devido.

TUST. A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres pela utilização da Rede Básica e é

reajustada anualmente pela ANEEL de acordo com (i) a inflação e (ii) as receitas anuais permitidas para as

concessionárias de transmissão, incluindo o custo de expansão, determinadas pela ANEEL. Em conformidade

com critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão

transferiram a coordenação da operação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos

regulados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as empresas de geração,

128

assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão em troca do

pagamento das tarifas divulgadas. Outras partes da rede de propriedade das empresas de transmissão porém,

que não são consideradas como parte do SIN, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que

pagam uma remuneração específica aos titulares do direito pertinente.

Encargo de Transporte de Itaipu

A usina hidrelétrica de Itaipu possui uma grade de transmissão operada em corrente alternada e contínua, que

não é considerada parte da Rede Básica ou do sistema de transmissão intermediário. O uso deste sistema é

remunerado por uma tarifa específica denominada encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas

detentoras de quotas da energia produzida por Itaipu, na proporção de suas quotas.

Cobrança pela Utilização de Recursos Hídricos

Nos termos da Lei do Setor Elétrico, que criou a ANA, os titulares de concessão ou autorização para exploração

de potencial hidráulico devem pagar, a título de compensação pela utilização de recursos hídricos, 6,0% sobre

o valor da energia elétrica produzida. O pagamento é devido aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios,

em cujos territórios se localize o aproveitamento ou que tenham áreas alagadas por águas do respectivo

reservatório, e a órgãos da Administração Direta da União. Em 2000, nos termos da Lei do Setor Elétrico, esse

percentual foi alterado para 6,75%, sendo que as grandes centrais geradoras de energia elétrica iniciaram o

pagamento do adicional de 0,75% em julho daquele ano. Esses valores ainda não são cobrados integralmente

pela ANA.

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia – TFSEE

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/96, e regulamentada

pelo Decreto n.º 2.410/97. Trata-se de taxa anual, diferenciada em função da modalidade de serviço e

proporcional ao porte da concessão, permissão ou autorização (aqui incluídas a produção independente e a

auto-produção de energia).

A TFSEE alcança 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo concessionário, permissionário ou

autorizado e deve ser recolhida diretamente à ANEEL, em doze quotas mensais.

Reserva Global De Reversão - RGR

Em determinadas circunstâncias, as empresas do setor elétrico são indenizadas em caso de revogação ou

encampação da concessão. Em 1971, o Governo Federal criou a Reserva Global de Reversão, (“RGR”),

concebida para prover fundos para tal indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL instituiu a cobrança de

uma taxa exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operassem sob o regime de

serviços públicos fizessem contribuições mensais à RGR, a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos

da empresa em operação, porém não podendo exceder 3,0% do total de sua receita operacional em qualquer

exercício. Nos últimos anos, a RGR tem sido usada principalmente para financiar projetos de geração e

distribuição. A RGR está programada para se esgotar em 2010, e a ANEEL deverá rever a tarifa de forma que

o consumidor venha ser de alguma maneira beneficiado pelo fim da RGR.

129

O Governo Federal passou a cobrar uma remuneração dos Produtores Independentes pelo uso recursos

hidrológicos, exceto as PCHs, semelhante à remuneração cobrada de empresas do setor público em relação à

RGR. Os Produtores Independentes devem fazer contribuições para o Fundo UBP, conforme as regras do

respectivo processo de licitação pública para outorga das concessões.

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou CDE, como sucessora da

CCC no que se refere à subvenção dos custos de combustíveis às usinas de geração termelétrica interligadas

no SIN que utilizam carvão mineral nacional. A CDE é gerida pela Eletrobrás e financiada por todos os

consumidores de energia elétrica. O valor da CDE é fixo, reajustado anualmente pela variação do IPCA (Índice

de Preços ao Consumidor Ampliado).

A CDE foi criada para apoiar (i) o desenvolvimento da produção de energia em todo o País, (ii) a produção de

energia por meio de fontes alternativas de energia (eólica, carvão mineral, gás e biomassa), e (iii) objetivos

sociais tais como a universalização dos serviços de energia em todo o país, a redução do custo da eletricidade

para cidadãos de baixa renda e a preservação da indústria de carvão mineral na região Sul do Brasil.

A CDE foi criada pela Lei nº 10.438/02 e regulamentada pelo Decreto nº 4.541/02, devendo permanecer em

vigor por 25 anos. Neste sentido, vale notar que para que haja o cancelamento do subsídio representado pela

CDE é necessário que uma nova lei, que deverá cumprir todos os passos do processo legislativo no Brasil, seja

editada para tanto, ou uma medida provisória seja editada com este objetivo, devendo-se considerar que

mesmo no caso da edição de tal medida provisória, tal ato deverá passar por aprovação legislativa para que a

mesma seja transformada em lei.

Para usinas térmicas que utilizam carvão mineral produzido no Brasil, a lei requer que a CDE seja utilizada

para subvencionar até 100,0% do custo do combustível. De acordo com a legislação aplicável, uma

quantidade mínima de compra de carvão deve ser observada pelas usinas a fim de garantir determinados

níveis de produção de carvão mineral nacional. A legislação que suporta a produção de carvão mineral resulta

da força política e lobby da indústria carbonífera e tem um importante papel para a economia dos três estados

do Sul do Brasil, gerando milhares de empregos. É importante notar que a legislação da CDE determina que

novas usinas térmicas somente poderão ser acrescidas à CDE se esta dispor de suficiente capacidade

financeira para cobrir as respectivas despesas adicionais. Adicionalmente, as usinas termelétricas movidas a carvão mineral nacional contribuem para a diversificação das fontes de energia no Brasil e evitam a necessidade de se importar carvão, contribuindo, assim, para a balança de pagamentos. É importante ressaltar que a CDE não é uma subvenção mantida pelo erário público, mas sim é um encargo pago por todos os consumidores finais de energia elétrica. Em termos relativos, o valor despendido com este encargo para atender especificamente o consumo de carvão das usinas do sistema interligado é de aproximadamente R$ 500 milhões, representando um impacto pouco significativo na tarifa final, da ordem de 0,6%. O término da obrigatoriedade de compra de quantidade mínima de carvão mineral nacional, permitiria, em condições hidrológicas normais, reduzir praticamente a zero a necessidade de despachar as usinas termelétricas da Emissora, ocorrendo o despacho somente quando o preço spot fosse superior ao custo variável de geração da Usina.

130

Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento As concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica devem investir a cada ano um mínimo de 1,0% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. PCHs, projetos de energia solar, eólica e biomassa estão isentos de tal exigência. Conta Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC A CCC foi criada em 1973 como uma subvenção econômica para cobertura do custo do combustível utilizado pelas usinas termelétricas, sendo inicialmente gerida pela Eletrobrás. Em fevereiro de 1998, o Governo Federal determinou a extinção da CCC, de forma que os subsídios da CCC para as usinas termelétricas construídas anteriormente a fevereiro de 1998 e pertencentes ao SIN, deixaram de existir a partir de dezembro de 2005. Em abril de 2002, o Governo Federal determinou que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos, de forma a promover a geração de energia nestas regiões. Até dezembro de 2003, todos os agentes do setor elétrico, sejam distribuidoras, geradoras ou comercializadoras, que negociavam energia com consumidores finais realizavam contribuições mensais à CCC. Essas contribuições eram calculadas com base nas estimativas do custo do combustível a ser utilizado pelas usinas de energia termelétrica no ano subseqüente. Ao longo de 2004, o recolhimento da parcela destinada à cobertura dos custos da CCC passou a ser realizado diretamente pelas distribuidoras e transmissoras junto aos consumidores finais, por meio de parcela da TUSD e da TUST. Inadimplemento de Encargos Setoriais A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição à RGR, ao PROINFA, à CDE, à CCC, ou dos pagamentos devidos em virtude de compra de energia elétrica no ACR ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de receber reajustes de tarifas (exceto a revisão extraordinária) ou de receber recursos advindos da RGR, da CDE ou da CCC.

Racionamento

A baixa quantidade de chuvas na estação úmida 2000/2001 resultou em uma queda anormal nos níveis de água em diversos reservatórios utilizados pelas maiores usinas hidroelétricas do Brasil. Tal fato, aliado à restrição de investimentos em projetos de geração e transmissão nos anos que antecederam a esse período, levou o Governo Federal a adotar restrições no atendimento ao consumo de energia no ano de 2001. Em maio de 2001, o Presidente da República criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, posteriormente transformada em Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, com o objetivo de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções imprevistas de suprimento. A CGSE estabeleceu regimes especiais de cobrança de tarifas, limites de uso e fornecimento de energia e outras medidas visando à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte.

131

Em virtude da melhoria nas condições hídricas no País e do êxito na política de contenção do consumo de

energia elétrica, que propiciaram aumento significativo dos níveis nos reservatórios das usinas hidroelétricas, o

Governo Federal anunciou, em fevereiro de 2002, o fim das medidas de racionamento.

Remuneração das Geradoras

Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geração

não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste

e revisão destas.

Anteriormente ao Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de

Contratos Iniciais ou de Contratos Bilaterais. No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas

pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no

âmbito dos Contratos Bilaterais, os preços são livremente negociados entre as partes.

Entretanto, desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem

vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e

operacionalizados pela CCEE. No ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados

a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e consumidores livres.

No âmbito dos Contratos Bilaterais firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, os preços negociados entre as empresas geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados

pela limitação ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus

consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmados antes da

promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL, o

chamado valor normativo.

Para os contratos celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse

de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor de Referência Anual, que corresponde à média apurada dos

preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculados para todas as distribuidoras. O Valor Anual de

Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas demandas esperadas de energia nos

leilões “A-5”, nos quais se espera preços mais baixos do que nos leilões “A-3”, e será aplicado nos três

primeiros anos dos contratos de compra da energia produzida por novos projetos de geração. Após o quarto

ano, os custos de aquisição da energia produzida por tais projetos poderão ser integralmente repassados aos

consumidores.

As limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os preços

de energia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor Normativo ou ao

Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. Com a promulgação

da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente poderão vender sua energia para as

distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Exceto quando o gerador é

caracterizado como serviço público de geração, tal restrição não se aplica à venda de energia no ACL, em que

as geradoras produtoras independentes de energia podem vender sua energia a preços livremente

negociados.

132

Algumas geradoras contam, ainda, com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua Energia

Assegurada. De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica

pelas geradoras não depende diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de

cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato

de Concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energia Assegurada são cobertas pelo MRE, cujo

principal propósito é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam

pelo seu nível de Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas

efetivamente gerado. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que

geraram quantidades superiores às suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram quantidade de

energia insuficiente para atender à Energia Assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em

vista a demanda de energia, as restrições do sistema e as condições hidrológicas. A quantidade de energia

efetivamente gerada pelas usinas, seja ela superior ou inferior à Energia Assegurada, tem seu preço fixado por

uma tarifa denominada “Tarifa de Energia de Otimização – TEO”, que cobre somente os custos de operação e

manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será contabilizada mensalmente para cada gerador.

Remuneração das Geradoras Termelétricas De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica por

termelétricas não depende somente de sua Potência Instalada, e sim da garantia física. Além disso, as usinas

termelétricas contratam a energia equivalente a sua garantia Física através de contratos de compra e venda

de energia, que são livremente negociados entre as partes. Na prática, as usinas termelétricas podem entregar

sua energia contratada através de geração própria ou de aquisição de energia no mercado à vista (CCEE) e

repasse da mesma, dependendo das condições verificadas entre seu custo de geração e o preço da energia

praticado no mercado à vista e, conseqüentemente, tal decisão depende das condições de mercado e

hidrológicas. Desta forma, as receitas das usinas termelétricas encontram-se vinculadas à diferença entre o

preço contratado e (i) seu custo de geração, ou (ii) o preço da energia no mercado à vista.

Mecanismo de Realocação de Energia

O MRE é um mecanismo destinado a distribuir o risco hidrológico entre as geradoras. Todas as geradoras

hidrelétricas com despacho centralizado e as geradoras termelétricas beneficiárias da CCC desde que tenham

celebrado Contratos Iniciais são membros do MRE (sendo que a partir de janeiro de 2006, apenas geradoras

hidrelétricas serão membros do MRE). De acordo com este mecanismo cada planta possui uma quantidade de

energia a ser comercializada proporcional à sua participação no valor total da Energia Assegurada. Desta

forma, a produção total de um membro do MRE é alocada a cada membro de acordo com sua participação no

total, independentemente de sua produção individual. Em suma, o MRE transfere o excedente de produção

daquelas plantas que produziram acima de seu nível de Energia Assegurada para outros membros que

registraram produção abaixo de tal nível. A ANEEL define a Energia Assegurada de cada empreendimento de

geração hidrelétrica com base em modelos computacionais que fazem uso do tratamento estatístico do

histórico de afluências na região em questão, fluxos de água dos rios e níveis de água no reservatório de cada

usina, em um período de tempo de múltiplos anos. A partir dessas informações e considerando um risco de

5,0% de não suprimento à demanda, a Energia Assegurada é calculada e seu valor poderá será revisto a cada

cinco anos pela ANEEL ou na ocorrência de fatos relevantes, até o limite de 5,0% do valor estabelecido na

última revisão, limitas as reduções a 10,0% do valor constante dos respectivos contratos celebrados com o

Poder Concedente.

133

Alocação do MRE

O MRE é alocado por meio de um processo de quatro etapas que examina, primeiramente, a capacidade das

usinas, dentro da mesma região, de satisfazer os níveis de Energia Assegurada e, a seguir, considera o

compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. Tais etapas são detalhadas abaixo:

• aferição se a produção total líquida dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada dos

membros do MRE como um todo;

• aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de Energia

Assegurada, conforme determinados pelo ONS;

• caso determinadas Geradoras, membros do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis

de Energia Assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que

não tenham atingido seus níveis de Energia Assegurada. Esta alocação do adicional da energia

gerada, designada de Energia Otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma

mesma região (sub-mercado) e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos

os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada;

• se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de

Energia Assegurada e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida,

designada de Energia Secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A

energia será negociada pelo preço MAE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e

• se, após a etapa (2) ou (3) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido seus níveis de

Energia Assegurada, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD.

As geradoras membros do MRE que produziram energia excedente além de seus níveis de Energia Assegurada

são compensadas por custos variáveis de operação e manutenção (“O&M”), e custos com o pagamento de

“royalties” pelo uso da água. Na impossibilidade de gerar os níveis de Energia Assegurada estabelecidos, as

mesmas devem pagar custos de O&M e custos com os “royalties” pelo uso da água às geradoras que

produziram acima de seus respectivos níveis de Energia Assegurada durante o mesmo período.

Em situações nas quais as geradoras do MRE em conjunto não tenham produção líquida suficiente para atingir

os níveis de Energia Assegurada do MRE, a Energia Assegurada é escalonada de forma a refletir os números

efetivos de geração do MRE. Isto é, as geradoras recebem um nível de Energia Assegurada Escalonada que é

baseado na porcentagem do seu nível de Energia Assegurada em relação ao nível de Energia Assegurada do

sistema como um todo, multiplicado pela geração efetiva. Ainda que algumas geradoras do MRE gerem acima

de seus níveis de Energia Assegurada, se o MRE como um todo não for capaz de atingir os níveis totais de

Energia Assegurada, aquelas geradoras receberão, ainda assim, níveis de Energia Assegurada Escalonada, que

estarão abaixo de seus níveis de Energia Assegurada.

Caso as geradoras do MRE, em conjunto, não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de Energia Assegurada, mas as geradoras termelétricas que não são membros do MRE gerem energia suficiente para evitar a necessidade de um racionamento, as geradoras do MRE deverão comprar de tais geradoras termelétricas a quantidade suficiente de energia para atingir seus respectivos níveis de Energia Assegurada no mercado local. O mecanismo do MRE tenta assegurar que todos os membros atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada, independentemente do montante contratado. Assim sendo, se um membro do MRE não tiver a totalidade de sua Energia Assegurada contratada, o MRE assegurará que tal membro satisfaça seus compromissos contratuais, e não seus níveis de Energia Assegurada. A necessidade de racionamento é

134

determinada pelo ONS em bases regionais. Na hipótese de racionamento, o preço refletirá o custo da energia não entregue, ou o preço máximo que os consumidores pagariam pela energia, conforme determinado pelo ONS. O racionamento é alocado segundo critérios técnicos, ao invés de uma base comercial que daria prioridade a contratos de comercialização de energia. Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante, após a alocação para cobertura da insuficiência das Geradoras que deixaram de produzir suas respectivas Energias Asseguradas, é denominado “Energia Secundária”. A Energia Secundária é alocada de acordo com a participação relativa de Energia Assegurada de cada Geradora em relação à Energia Assegurada global de todos os membros do MRE. Programa Prioritário de Termeletricidade Em 2000 foi criado o PPT, com o objetivo de diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico. A PPT enfrentou diversos obstáculos durante sua implementação, particularmente no que diz respeito ao preço de gás, o qual está geralmente atrelado ao dólar e, apesar de diversas alterações regulatórias, a PPT nunca foi integralmente implementada. Incentivos para Fontes Alternativas de Energia Elétrica Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, vêm sendo criados alguns incentivos às fontes alternativas de geração de energia elétrica, tais como: (i) o PROINFA, administrado pelo MME, que garante aos empreendimentos habilitados a compra, pela Eletrobrás, da energia elétrica gerada pelo prazo de 20 anos e apoio financeiro do BNDES; (ii) Redução nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão de energia elétrica (na produção e no consumo), com desconto não inferior a 50,0%; e (iii) Condição especial para migração para o mercado livre de consumidores com carga entre 500 kV e 3 MW (Consumidores Especiais), desde que tais consumidores adquiram energia elétrica de geradores a partir de fontes alternativas de energia elétrica,aumentando assim o mercado consumidor desses produtores. Além desses incentivos, no dia 15 de fevereiro de 2007, o MME editou a Portaria nº 31 por meio da qual ficou estabelecido que a ANEEL deverá promover um leilão de energia proveniente de fontes alternativas no dia 24 de maio de 2007.

Meio Ambiente A Emissora e suas Subsidiárias estão sujeitas a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Emissora e suas Subsidiárias por eventual inobservância da legislação.

135

As violações à legislação ambiental podem ainda caracterizar crime ambiental, atingindo tanto os

administradores, que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Emissora e de suas

Subsidiárias. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas, como multas de até R$50 milhões

(aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de

atividades. Tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de reparar a degradação causada

ao meio ambiente e a terceiros afetados.

Na esfera civil os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto

significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente

envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de

terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Emissora ou de suas Subsidiárias, como a

disposição final de resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais

causados pela contratada.

A legislação ambiental brasileira determina que o regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou

potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está

condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação inicial

e operação do empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas

precisam ser renovadas periodicamente. O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais

são considerados significativos está sujeito ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório

de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim como à implementação de medidas mitigadoras e compensatórias

dos impactos ambientais causados pelo empreendimento. No caso das medidas compensatórias, a legislação

ambiental impõe ao empreendedor a obrigação de destinar recursos à implantação e manutenção de unidades

de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a implantação do

empreendimento.

O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças, todas com

prazos determinados de validade: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas

licenças é emitida conforme a fase em que se encontra a implantação do empreendimento e a manutenção de

sua validade depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental

licenciador. A ausência de licença ambiental, independentemente da atividade estar ou não causando danos

efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades

administrativas, tais como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$10 milhões (aplicáveis em dobro

ou no seu triplo, em caso de reincidência) e interdição de atividades.

As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação

dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Emissora de atender às exigências estabelecidas

por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo

impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos.

136


137

8. INFORMAÇÕES RELATIVAS À EMISSORA

• Histórico da Emissora

• Atividades da Emissora

• Contratos Relevantes

• Ativo Imobilizado

• Composição do Capital Social

• Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos

• Práticas de Governança Corporativa

• Administração

• Pendências Judiciais e Administrativas

138


139

HISTÓRICO DA EMISSORA

A Emissora foi constituída em 20 de março de 1998, sob a denominação Draft II Participações S.A., tendo por objeto a participação no capital de outras sociedades, mas tem suas origens na Companhia Paulista de Força e Luz, constituída em 16 de novembro de 1912, como resultado da fusão de quatro pequenas empresas de energia que atuavam no interior paulista. Nesse período de quase 95 anos, a história da CPFL Paulista foi marcada por diversas etapas. Em 19 de outubro de 1927, a American & Foreign Power Company adquiriu o controle acionário da CPFL Paulista, por meio da Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras, subsidiária constituída em setembro de 1927 com a finalidade de dar início às suas operações no Brasil. Sob o controle da American & Foreign Power Company, a CPFL Paulista continuou sua expansão pelo interior do Estado de São Paulo, tendo adquirido diversas concessionárias até 1930, quando, em razão da crise de 1929, teve de interromper sua expansão. Ao final da década de 1950 e início da década de 1960, eclodiram pelo País manifestações nacionalistas contrárias aos interesses norte-americanos, que resultaram na nacionalização das companhias pertencentes ao grupo da American & Foreign Power Company. Assim, no dia 14 de outubro de 1964, por meio da Lei n.º 4.428, a CPFL Paulista passou a pertencer à União, que adquiriu seu controle por meio da Eletrobrás. Em 16 de junho de 1975, o controle acionário da CPFL Paulista passou para o Estado de São Paulo, por meio da CESP, ficando sob o controle desta até a desestatização da Emissora, em 1997. Em 05 de novembro de 1997 foi realizado na BOVESPA o leilão de desestatização da CPFL Paulista. O processo de desestatização deu-se por meio da alienação, em lote único, de 57,60% das ações ordinárias de emissão da Emissora, representativas de 41,06% do capital social total. O grupo vencedor do leilão, formado pela VBC e pelas 521 Participações e Bonaire, passou a exercer o controle da CPFL por meio da DOC4. A Emissora e os Acionistas Controladores participavam, até 15 de dezembro de 1999, diretamente do capital social da 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. A partir da referida incorporação, os acionistas da DOC4 passaram a participar diretamente do capital social da CPFL Paulista. Em setembro de 2000, em atendimento ao Contrato de Concessão Paulista, os acionistas da CPFL Paulista deliberaram a separação de suas 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 e comercialização de energia elétrica. A parcela cindida, correspondente à atividade de geração de energia elétrica, foi incorporada pela CPFL Geração, cujas ações foram distribuídas aos acionistas da CPFL Paulista, na proporção de suas participações na mesma. À época da cisão, a Emissora 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 de 2002, quando da conclusão da reestruturação da Emissora, todos os ativos que seus acionistas detinham na CPFL Paulista e na CPFL Geração foram incorporados na Emissora por meio de aumento de capital. Nesta mesma data houve a criação da CPFL Brasil.

140

Em agosto de 2002, com a conclusão do processo de reestruturação da CPFL Paulista, a Emissora alcançou

seu atual status de holding de controle.

Em 31 de dezembro de 2002, a Emissora era o maior grupo privado do setor elétrico brasileiro com capital

totalmente nacional, tendo sido responsável por 12,1% do total da energia distribuída no Brasil naquele ano,

atendendo, dentro de uma população estimada em 14.700 mil pessoas, sendo 5.100 mil clientes divididos em

515 municípios em três estados brasileiros. A Emissora teve entre 2000 e 2001 um aumento de 50% no ganho

de produtividade.

Em março de 2003, a BEGESA alienou 50% de sua participação na BAESA. Após a venda, a BEGESA passou a

deter 25,01% do capital social total da BAESA. Em 20 de outubro de 2003, os acionistas controladores da

Emissora, com o objetivo de alavancar recursos e dar segmento a reestruturação dos investimentos, decidiram

alienar para o BNDES Participações S.A., 3,42% do capital total da Emissora, reduzindo suas participações,

proporcionalmente, às participações detidas naquela data. Em 30 de abril de 2004, foi aprovada a

incorporação da BEGESA. Após essa incorporação, a CPFL Geração passou a deter diretamente 25,01% da

BAESA.

Em 2004, a Oferta Pública Inicial, realizada em 29 de setembro, foi o principal evento de natureza societária

da Emissora. Representou uma evolução em sua estrutura societária, por meio do incremento das ações em

circulação no mercado, que evoluiu de 3,42%, participação detida exclusivamente pelo BNDES, em 2003, para

15,65% (5,09% BNDES e 10,56% não controladores), no encerramento de 2004.

Em 20 de junho de 2005, foi aprovada a incorporação da totalidade das ações ordinárias e preferenciais dos

acionistas não controladores da CPFL Geração ao patrimônio da Emissora, com o conseqüente aumento de

capital em R$ 85.577, mediante a emissão de 3.665.488 ações ordinárias, passando o capital social de R$

4.107.344 para R$ 4.192.921, dividido em 456.734.666 ações ordinárias. Os acionistas não controladores da

CPFL Geração receberam 1 (uma) nova ação ordinária da Emissora para cada lote de 1.622 ações ordinárias

ou preferenciais de emissão da CPFL Geração.

Em 22 de novembro de 2005, foi aprovada a incorporação da totalidade das ações ordinárias e preferenciais

dos acionistas não controladores da CPFL Piratininga ao patrimônio da CPFL Paulista, e em 23 de novembro de

2005 foi aprovada a incorporação da totalidade das ações ordinárias e preferenciais das classes “A”, “B” ou “C”

dos acionistas não controladores da CPFL Paulista ao patrimônio da Emissora, com o conseqüente aumento de

capital em R$ 468.201, mediante a emissão de 18.862.417 ações ordinárias, passando o capital social de R$

4.266.589 para R$ 4.734.790, dividido em 479.756.730 ações ordinárias. Os acionistas não controladores da

CPFL Paulista receberam 1 (uma) nova ação ordinária da Emissora para cada lote de 101,600724349 ações

ordinárias ou preferenciais das classes “A”, “B” e “C” de emissão da CPFL Paulista.

Em 13 de abril de 2006, foi aprovada a implementação da primeira etapa de processo de reorganização

visando à segregação das participações societárias mantidas pela CPFL Paulista, em atendimento ao disposto

na Lei nº 10.848/04. Esta etapa da reorganização societária consistiu em redução de capital da CPFL Paulista,

sem o cancelamento de ações de referida companhia e mediante a restituição à Emissora, único acionista da

CPFL Paulista, de ativos no valor total de R$ 413.288.437,23. Esses ativos, na data-base de 31 de dezembro

de 2005, era composto: (i) pela totalidade das ações de emissão da CPFL Piratininga, no valor de R$

385.364.205,24; (ii) pelas ações de emissão da COMGAS no valor de R$ 27.152.007,72; e (iii) pelas ações de

emissão da Energias do Brasil S.A. no valor de R$ 772.224,27.

141

Em 09 de maio de 2006, a Emissora assinou com o Grupo PSEG, um contrato de compra de 100% das ações

das empresas Ipê Energia Ltda, PSEG Brasil Ltda e PSEG Trader S.A., atualmente denominadas CPFL Serra

Ltda., CPFL Missões Ltda. e CPFL Comercialização Cone Sul S.A. O principal ativo detido pela CPFL Serra era

representado pela participação de 32,69% na controlada indireta RGE, além de 32,75% na controlada indireta

Sul Geradora Participações Ltda.

O valor por estas aquisições foi de US$ 185 milhões. Com isso, a Emissora passou a deter 99,76% do capital

total da RGE, (67,07% através da CPFL Paulista e 32,69% através da CPFL Serra), e de 99,95% da Sul

Geradora (67,20% através da CPFL Brasil e 32,75% através da CPFL Serra).

Em agosto de 2006, a Emissora, por meio de sua controlada CPFL Geração adquiriu participação adicional de

11% no Consórcio Energético Foz do Chapecó – CEFC (Foz do Chapecó) pelo valor de R$ 9,3 milhões. Com

essa aquisição, o Grupo da Emissora passou a deter 51% da participação total na UHE Foz do Chapecó, com

investimento adicional de R$ 230,0 milhões, representando um acréscimo de 47,5 Mwmédios na Energia

Assegurada. De se ressaltar que em assembléia geral ocorrida em 16 de julho de 2007, foi aprovada a

extinção do Consórcio Foz do Chapecó. Com a reorganização, a participação indireta de 51% da CPFL Geração

no projeto (85% da Foz do Chapecó Energia e 60% do Consórcio Foz do Chapecó) passou a ser direta (51%

da Foz do Chapecó Energia).

Em 02 de outubro de 2006, a Nova 4, empresa controlada pela Emissora, celebrou com a Companhia Brasileira

de Alumínio um contrato de compra e venda de ações, no qual adquiriu 99,99% do capital social da

Companhia Luz e Força CPFL Santa Cruz, representado por 344.040.211 ações ordinárias e 27.703.472 ações

preferenciais. A aquisição ocorreu pelo valor total de R$ 204,2 milhões.

Visando à segregação da participação societária da controlada CPFL Paulista na RGE, em atendimento ao

disposto na Lei nº 10.848/04, em Assembléia Geral Extraordinária da CPFL Paulista, realizada em 14 de março

de 2007, foi deliberada uma redução de capital mediante a conseqüente restituição ao único acionista, a

Emissora, de ativo no valor total de R$ 1.050.410.872,31 (um bilhão, cinqüenta milhões, quatrocentos e dez

mil, oitocentos e setenta e dois reais e trinta e um centavos), correspondente a 440.614.769 ações ordinárias

e 100.443.908 ações preferenciais de emissão da RGE, de que a CPFL Paulista é titular, além do montante de

ágio líquido da amortização relativo à aquisição de participação na RGE.

Na mesma data, a Emissora realizou um aumento de capital na CPFL Serra (que já detinha 32,69% do capital

social total da RGE), mediante a transferência de ativos no valor total de R$ 1.050.410.872,31 (um bilhão,

cinqüenta milhões, quatrocentos e dez mil, oitocentos e setenta e dois reais e trinta e um centavos). Desta

forma, a Emissora passou a deter sua participação na RGE (99,76%), através de sua controlada direta CPFL

Serra.

Em 30 de março de 2007, foi aprovada a incorporação da CPFL Centrais Elétricas e da Semesa pela CPFL

Geração. Após a incorporação a CPFL Centrais Elétricas e a Semesa foram extintas, passando a CPFL Geração

à condição de sucessora à título universal das incorporadas, no que tange a todos os seus bens, direitos e

obrigações. Esta operação foi aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e pelo Banco

Nacional de Desenvolvimento Econômico Social – BNDES.

142

Em 12 de abril de 2007, a Emissora adquiriu 100% da CMS Energy, holding que atua por meio de suas

controladas, nos segmentos de distribuição, geração, comercialização e prestação de serviços especializados

de energia elétrica. O segmento de distribuição atua por meio de quatro controladas: Paulista, Sul Paulista,

Jaguari e Mococa. Juntas, tais empresas distribuem energia para cerca de 180 mil clientes, em 18 municípios,

sendo 15 no interior do Estado de São Paulo e três no interior do Estado de Minas Gerais. A operação foi

aprovada pela ANEEL em 5 de junho de 2007. As demonstrações financeiras da CMS Energy passaram a ser

incorporadas, para fins de balanço patrimonial, a partir de junho de 2007 e, para fins de demonstrativo de

resultados, a partir de julho de 2007.

Também no primeiro semestre de 2007, a Emissora obteve aprovação para o financiamento de construção da

UH Foz do Chapecó perante o BNDES, no valor R$ 1,6 bilhão.

A Emissora não produz nem comercializa bens ou serviços capazes de gerar um fluxo de caixa próprio. Suas

receitas são provenientes dos resultados de seus investimentos, bem como de aplicações financeiras.

143

ATIVIDADES DA EMISSORA Visão Geral A Emissora é uma holding que, por intermédio de suas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia elétrica no Brasil. 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 da Emissora, veja a Seção “Histórico” neste Prospecto. A Emissora, que atua no segmento de distribuição de energia elétrica por meio das empresas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com, com base no volume de 31.778 GWh distribuído para mais de 5,7 milhões de consumidores em 2006. Em 30 de junho de 2007, a Potência Instalada de geração da Emissora era de 1.501 MW. Atualmente, a Emissora está repotenciando determinados ativos de geração e construindo três novas usinas hidrelétricas, que se encontram em diferentes estágios de construção. Por meio de tais medidas, a Emissora espera aumentar sua Potência Instalada para 2.174 MW até o final de 2010. A CPFL Brasil continua na liderança do mercado de comercialização de energia elétrica, com 23% de market share. A Emissora também desenvolve atividades de comercialização e presta serviços relacionados a energia elétrica para sociedades do grupo, bem como para terceiros. As principais áreas de atuação da Emissora são:

• Distribuição. Em 2006, a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga, as duas subsidiárias de distribuição de energia elétrica da Emissora, integralmente consolidadas, venderam 26.037 GWh de energia elétrica a mais de 4,6 milhões de consumidores cativos no Estado de São Paulo (dos quais 18.295 GWh foram distribuídos pela CPFL Paulista e 7.742 GWh pela CPFL Piratininga). No mesmo período, a RGE e a CPFL Santa Cruz, subsidiárias de distribuição de energia elétrica da Emissora, proporcionalmente consolidadas, venderam 7.420 GWh de energia elétrica a mais de 1,2 milhão de consumidores cativos nos Estados do Rio Grande do Sul, de São Paulo e do Paraná (6.661 GWh foram distribuídos pela RGE e 759 GWh pela CPFL Santa Cruz). A composição do volume de vendas da Emissora por grupo de consumidor foi a seguinte: 34,2% aos consumidores industriais, 29,9% aos consumidores residenciais, 8% aos consumidores comerciais, 6,2% aos consumidores rurais e 11,7% aos demais consumidores cativos. Durante o primeiro semestre de 2007, a CPFL Paulista e CPFL Piratininga venderam 13.369 GWh de energia elétrica (9.308 GWh foram vendidos por CPFL Paulista e 4.061 GWh pela CPFL Piratininga). No mesmo período, a RGE e CPFL Santa Cruz venderam 3.879 GWh de energia elétrica (3.474 foram vendidos pela RGE e 395 GWh pela CPFL Santa Cruz). A composição do volume de vendas da Emissora por grupo de consumidor, durante o primeiro semestre de 2007, foi a seguinte: 31,9% aos consumidores industriais, 30,9% aos consumidores residenciais, 18,9% aos consumidores comerciais, 6,6% aos consumidores rurais e 11,7% aos demais consumidores cativos. Os números acima não consideram a aquisição de 100% da CMS Energia pela Emissora.

• Geração. Em 2006, a Emissora gerou um total de 3.407 GWh de energia elétrica, sendo a Energia

Assegurada da Emissora, que é estabelecida pela ANEEL e efetivamente disponibilizada para venda, de 571 MW médios em 31 de dezembro de 2006. Ao final de junho de 2007, a Emissora possuía Potência Instalada de geração de 1.501 MW e, durante o primeiro semestre, gerou um total de 2.218 GWh. A Energia Assegurada é a principal fonte de receita das atividades de geração da Emissora que, além de ser detentora de 23 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e uma usina termoelétrica,

144

detém, ainda, participações em três usinas hidrelétricas atualmente em construção. Segundo a expectativa da Emissora, essas três usinas aumentarão sua Potência Instalada para 2.174 MW até o final de 2010 e essa capacidade adicional será utilizada para atender suas subsidiárias de distribuição. Os números acima não consideram a aquisição de 100% da CMS Energia pela Emissora.

• Comercialização e Serviços Relacionados à Energia Elétrica. A CPFL Brasil entrou em

operação para gerenciar as operações de comercialização e a prestação de serviços relacionados à energia elétrica pela Emissora. A CPFL Brasil obtém energia elétrica para as empresas de distribuição da Emissora, vende energia elétrica a consumidores livres, a outras empresas de comercialização e a distribuidoras, e presta serviços de valor agregado relacionados à energia elétrica. No inicio de 2006, a Emissora adquiriu uma nova comercializadora a CPFL Cone Sul. Em 2006, as vendas totais de energia cresceram mais 25% em relação ao ano anterior, atingindo 20.886 GWh, dos quais 9.333 GWh foram vendidos para partes não relacionadas, comercializada a clientes livres e contratos bilaterais. Durante o primeiro semestre de 2007, a Emissora comercializou 7.104 GWh de energia elétrica, sendo 4.121 GWh vendidos para partes não relacionadas. No primeiro semestre de 2007, verificou-se que 3,6% da receita da Emissora foi resultante da comercialização de energia elétrica para o mercado livre, 1,4% da receita foi resultante de contratos bilaterais com outras companhias e 0,15% advindo da prestação de serviços. Os números acima não consideram a aquisição de 100% da CMS Energia pela Emissora.

Efeitos de sazonalidade na receita Na qualidade de empresa holding, a Emissora não produz nem comercializa diretamente bens ou serviços capazes de gerar um fluxo de caixa próprio. Suas receitas são provenientes dos resultados de seus investimentos, bem como de aplicações financeiras, razão pela qual sua receita não está sujeita a variações decorrentes de sazonalidade. Regulamentação governamental Na qualidade de empresa holding, a Emissora não está sujeita à regulamentação relativa ao setor de atuação de suas controladas, limitando-se à sujeitação à Lei das Sociedades por Ações, em razão de sua constituição enquanto sociedade anônima. Durante os 3 últimos exercícios, encerrados em 31 de dezembro de dezembro de 2004, 2005 e 2006, as controladas da Emissora, atuantes nos setores de geração, distribuição e comercialização de energia, tiveram suas atividades sujeitas aos regramentos abaixo indicados:

• Lei das Sociedades por Ações, em razão de suas respectivas constituições enquanto sociedades

anônimas; • Lei de Concessões, em razão de determinação legal para que as atividades de geração, transmissão

e distribuição de energia elétrica dependam da obtenção de concessão, autorização ou permissão para sua prática;

• Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, pois atuam em mercado que passou por processo de atualização legislativa no sentido de tornar mais competitivas as licitações e reduzir as tarifas de suprimento de energia no país, e

• Lei de Reestruturação do Setor Elétrico, que promove ambiente competitivo para a comercialização de energia quer no regime de serviço público, quer na produção independente de energia

145

Também durante os 3 últimos exercícios, encerrados em 31 de dezembro de dezembro de 2004, 2005 e 2006, as controladas da Emissora encontraram suas atividades reguladas pelos entes abaixo indicados:

• Ministério de Minas e Energia, como principal órgão regulador do setor energético; • ANEEL, autarquia fundamentalmente voltada à regulação e fiscalização do setor elétrico, dentre

outros direcionamentos; • Conselho Nacional de Política Energética, voltado à otimização dos recursos energéticos no Brasil; • Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, cujo papel é o da coordenação e controle dos setores

de geração e transmissão do SIN; • Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, com papel da condução de leilões de energia

no Ambiente Regulado; • Empresa de Pesquisa Energética – EPE, responsável pela condução de estudos destinados a subsidiar

o planejamento do setor elétrico nacional e • Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico; voltado ao acompanhamento preventivo do

abatecimento de energia elétrica; As leis e regulamentações, além dos órgãos reguladores a que as controladas da Emissora estão sujeitas, encontram-se descritas em detalhes na Seção “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro” deste prospecto. Estrutura Organizacional O organograma a seguir mostra a estrutura societária da Emissora e do grupo da Emissora em 30 de junho de 2007:

(1) Posição no mercado 27,08% free float + 0,001% outros.

(2) Participação indireta de 99,76% na RGE por meio da CPFL Serra.

(3) VBC Energia inclui participação do Votorantim e Camargo Corrêa.

Free Float1

29,2% 31,1% 12,7% 27,1%

2

Free Float1

29,2% 31,1% 12,7% 27,1%

2

3

146

Localização das Usinas e Áreas de Concessão Vide a seguir mapa de localização das usinas e áreas de concessão de distribuição da Emissora:

Distribuição

A Emissora, que atua no segmento de distribuição de energia elétrica por meio das empresas CPFL Paulista,

CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil. Em

conjunto, a CPFL Paulista e a CPFL Piratininga distribuem energia elétrica para uma região de 97.225 km2 no

interior e litoral do Estado de São Paulo. Suas áreas de concessão incluem 261 municípios e uma população de

aproximadamente 13,2 milhões de habitantes. A RGE, empresa de cujo capital a Emissora é titular de 99,76%,

distribui energia elétrica a uma região de 90.718 km2, abrangendo 262 municípios dos Estados do Rio Grande

do Sul, São Paulo e Paraná e uma população de aproximadamente 3,3 milhões de habitantes. A CPFL Santa

Cruz, empresa de cujo capital a Nova 4, subsidiária da Emissora, é titular de 99,9%, é uma das maiores

distribuidoras de energia elétrica dos Estados de São Paulo e Paraná. A área de concessão da CPFL santa Cruz

cobre uma região de 11.775 Km2, abrangendo 24 municípios no Estado de São Paulo e 3 municípios do Estado

do Paraná, com participação no mercado nacional de 0,3%. Juntas, a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga, a RGE e

a CPFL Santa Cruz atendem 550 municípios e forneceram energia elétrica a aproximadamente 6 milhões de

consumidores. Coletivamente, as quatro empresas distribuíram aproximadamente 12,4% do total da energia

elétrica distribuída no Brasil.

147

Distribuidoras 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 9,4 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 3,3 milhões de consumidores em 30 de junho de 2007. Em 2006, a

CPFL Paulista distribuiu 18.295 GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente 17% do total da

energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 7% do total da energia elétrica distribuída no Brasil. No

primeiro semestre de 2007, a CPFL Paulista vendeu 9.308 GWh de energia elétrica para aproximadamente 3,4

milhões de consumidores cativos.

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 3,8 milhões de pessoas. Sua área de concessão cobre 27 municípios,

incluindo as Cidades de Santos, Sorocaba e Jundiaí. Em 2006, a CPFL Piratininga distribuiu 7.742 GWh de

energia elétrica, respondendo por aproximadamente 7% do total da energia elétrica distribuída no Estado de

São Paulo e 3% do total da energia elétrica distribuída no Brasil. No primeiro semestre de 2007, a CPFL

Piratininga vendeu 4.061 GWh de energia elétrica para aproximadamente 1,3 milhão de consumidores cativos.

RGE

A RGE distribui energia elétrica 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 inclui 262 municípios,

incluindo as cidades de Caxias do Sul e Gravataí. Em 2006, a RGE distribuiu 6.661 GWh de energia elétrica,

respondendo por aproximadamente 32% do total da energia elétrica distribuída no Estado do Rio Grande do

Sul e 2,4% do total da energia elétrica distribuída no Brasil. No segundo semestre de 2007, a RGE distribuiu

3.474 GWh de energia elétrica, para aproximadamente 1,1 milhão de consumidores cativos.

A integração da RGE contribuiu para criação de valor ao Grupo CPFL conforme demonstrado abaixo:

(i) Reestruturação Organizacional

• Redução de 52% do quadro de colaboradores com cargo gerencial (de 62 para 30);

• Redução de 7% do quadro de colaboradores;

• Redução de 44% das horas-extras e

• Foco na área operacional: 65% do quadro de colaboradores;

(ii) Redução de 9% em inadimplência e 23% no DEC2;

(iii) Redução do custo da dívida, taxas bancárias e seguros

• Renegociação de empréstimo no valor de R$ 103 milhões com redução de custo de CDI +

1,75% a.a. para 106% do CDI a partir de março de 2007;

• Ganho de até R$ 1 milhão ao ano com despesas de arrecadação e

• Redução de 32% no custo com seguros.

148

A RGE também apresentou variação de 22,5% em seu EBITDA ajustado, que era de R$ 182 milhões em 30 de junho de 2006 e alcançou a marca de R$ 223 milhões em 30 de junho de 2007. O lucro líquido da RGE aumentou 47,5%, que no primeiro semestre de 2006 totalizava R$ 61 milhões e, no mesmo período em 2007 totalizava R$ 89 milhões. CPFL Santa Cruz A CPFL Santa Cruz distribui energia elétrica em uma região de 24 municípios no Estado de São Paulo e 3 no Estado do Paraná, com uma população de aproximadamente 600 mil habitantes e área de 11.775 km². Em 2006, a CPFL Santa Cruz distribuiu 759 GWh de energia elétrica. No primeiro semestre de 2007, a CPFL Santa Cruz vendeu 395 GWh de energia elétrica para aproximadamente 167 mil consumidores cativos. A integração da CPFL Santa Cruz contribuiu para criação de valor ao grupo, já tendo concluído as seguintes etapas:

(i) Definição do Plano de Integração Nova estrutura organizacional Processos administrativos e operacionais

(ii) Consolidação dos resultados

(iii) Centralização de processos administrativos e operacionais

Transferência da sede e processos decisórios para a região da concessão

A CPFL Santa Cruz também apresenta variação de 33,3% em seu EBITDA ajustado e 80% em seu lucro líquido, quando comparados os primeiros semestres de 2006 e 2007: A CPFL Santa Cruz apresentou variação de 33,3% em seu EBITDA ajustado, que era de R$ 18 milhões em 30 de junho de 2006 e alcançou a marca de R$ 24 milhões em 30 de junho de 2007. O lucro líquido da CPFL Santa Cruz aumentou 80%, que no primeiro semestre de 2006 totalizava R$ 10 milhões e, no mesmo período em 2007 totalizava R$ R$ 18 milhões. O segmento de distribuidoras contribui positivamente para o resultado do grupo, como nota-se pelo comparativo abaixo, que indica um crescimento de 32,8% no período:






EBITDA ajustado (em milhões de R$) acumulado

12 meses

1.735 1.863 2.011 2.200 2.304

Lucro Líquido (em milhões de R$) acumulado 12

meses

896 1,052 1.140 1.285 1.365

Rede de Distribuição As Subsidiárias de Distribuição da Emissora, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, possuem linhas de distribuição com níveis de tensão entre 34,5 kV e 138 kV. Essas linhas distribuem energia elétrica a partir do ponto de conexão com a Rede Básica para as Subestações de energia da Emissora, em cada uma de suas áreas de concessão. Todos os consumidores livres ou outras concessionárias conectados às linhas de distribuição estão obrigados a pagar a TUSD.

149

Cada uma dessas subsidiárias possui uma ampla rede de distribuição, composta predominantemente por

linhas aéreas e Subestações com níveis de tensão sucessivamente mais baixos. Os consumidores são

classificados por nível de tensão, com base na energia elétrica consumida. Grandes consumidores industriais e

comerciais 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 2007, a CPFL Paulista tinha 6.013 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 34,5

kV e 138 kV. Naquela data, a CPFL Paulista detinha 245 Subestações de transformação de alta tensão para

média tensão para subseqüente distribuição, com capacidade total de transformação de 6.462 MVA. Dos

consumidores industriais e comerciais cativos da CPFL Paulista, 49 recebiam energia elétrica 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 4,4% do volume total das vendas de energia elétrica da

CPFL Paulista em 2006, e por aproximadamente 3,3% das receitas totais da CPFL Paulista em 2006.

Em 30 de junho de 2007, a rede de distribuição da CPFL Paulista era composta de redes de distribuição rurais

e urbanas, que incluíam 1.339.636 postes da rede elétrica, os quais sustentavam 78.205 km de linhas de

distribuição e 102.972 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 4.900

MVA).

CPFL Piratininga

Em 30 de junho de 2007, a CPFL Piratininga tinha 550 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 88 e

345 kV. Naquela data, a CPFL Piratininga tinha 35 subestações, com capacidade total de transformação de

2.415 MVA. Dos consumidores industriais e comerciais da CPFL Piratininga, 52 recebiam energia elétrica em

alta tensão, sendo um deles em 345 kV e os demais em 138 ou 88 kV, distribuída por meio de conexões

diretas com as linhas da CPFL Piratininga. Esses consumidores responderam por aproximadamente 4,8% do

volume total das vendas de energia elétrica da CPFL Piratininga em 2006, e por aproximadamente 3,1% do

total das receitas da CPFL Piratininga naquele mesmo exercício.

Em 30 de junho de 2007, a rede de distribuição da CPFL Piratininga era composta de 409.776 postes da rede

elétrica, os quais sustentavam 20.649 km de linhas de distribuição e 32.533 transformadores de distribuição

(com capacidade total de transformação de 2.459 MVA).

RGE

Em 30 de junho de 2007, a RGE tinha 1.704 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 34,5 kV e 138

kV. Naquela data, a RGE tinha 63 subestações, com capacidade total de transformação de 1536 MVA. Dos

consumidores industriais e comerciais da RGE, 21 recebiam energia 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 6,0% do volume total das vendas de energia

elétrica da RGE em 2006, e por aproximadamente 4,7% do total das receitas da RGE naquele mesmo

exercício.

150

Em 30 de junho de 2007, a rede de distribuição da RGE era composta de redes de distribuição rurais e urbanas, que incluíam 1.108.812 postes da rede elétrica, os quais sustentavam 79.385 km de linhas de distribuição e 62.182 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 1.912 MVA). CPFL Santa Cruz Em 30 de junho de 2007, a CPFL Santa Cruz tinha 527 km de linhas de distribuição em alta tensão, entre 33 kV e 88 kV. Naquela data, a CPFL Santa Cruz tinha 26 subestações, com capacidade total de transformação de 777 MVA. Dos consumidores industriais e comerciais da CPFL Santa Cruz, 5 recebiam energia elétrica em alta tensão, de 33 ou 66 kV, distribuída por meio de conexões diretas com as linhas da CPFL Santa Cruz. Esses consumidores responderam por aproximadamente 5,0% do volume total das vendas de energia elétrica da CPFL Santa Cruz em 2006, e por aproximadamente 2,6% do total das receitas da RGE naquele mesmo exercício. Em 30 de junho de 2007, a rede de distribuição da CPFL Santa Cruz era composta de redes de distribuição rurais e urbanas, que incluíam 118.083 postes da rede elétrica, os quais sustentavam 7.708 km de linhas de distribuição e 8.146 transformadores de distribuição (com capacidade total de transformação de 297 MVA). Desempenho do Sistema A tabela a seguir apresenta informações sobre as perdas de energia elétrica das distribuidoras, sem incluir perdas de transmissão relacionadas à Rede Básica ou a Itaipu, bem como a freqüência e duração das interrupções de energia elétrica por consumidor nos exercícios indicados:

Exercício findo em 31 de dezembro de

2006 2005 2004

CPFL Paulista

Perdas técnicas........................................................ 5,97% 5,52% 5,50%

Perdas comerciais .................................................... 2,53% 2,61% 2,82%

Total de perdas de energia elétrica ................................... 8,50% 8,13% 8,32%

Interrupções :

Freqüência equivalente de interrupções por unidade

consumidora – FEC (número de interrupções)....................

5,49 5,41 5,11

Duração equivalente de interrupções por unidade

consumidora – DEC (horas) ..............................................

6,59 6,21 5,34

Tempo médio de atendimento (minutos) ........................... 76,05 74,27 67,49

CPFL Piratininga

Perdas técnicas........................................................ 4,53% 4,50% 4,50%



Interrupções:

Freqüência Equivalente de interrupções por

unidade consumidora - FEC (número de interrupções) .......

5,67 5,94 5,80

Duração Equivalente de interrupções por unidade

consumidora - DEC (horas)...............................................

6,75 7,99 6,90


151

RGE

Perdas técnicas........................................................ 8,61% 8,03% 8,50%



Interrupções :



12,36 16,47 15,01



19,92 26,08 23,86

Tempo médio de atendimento (minutos) ........................... 185 171 162

CPFL Santa Cruz

Perdas técnicas........................................................ 8,6% 9,2% 9,1%



Interrupções :



8,57 9,29 8,54



6,71 6,77 7,22


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 elétrica através do sistema de distribuição. As perdas comerciais são perdas que

resultam de conexões ilegais, fraudes ou erro de faturamento. As perdas totais de energia elétrica da Emissora

no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2006 foram de 8,50% na CPFL Paulista, 6,31% na CPFL

Piratininga, 10,82% na RGE e 10,5% na CPFL Santa Cruz.

Em 2003, a Emissora iniciou um programa de redução das perdas comerciais na CPFL Paulista e na CPFL

Piratininga. No programa de redução das perdas comerciais, tanto na CPFL Paulista como na CPFL Piratininga,

foram destacadas equipes técnicas qualificadas para realizar inspeções, aprimorado o monitoramento do

consumo irregular, aumentadas as reposições de equipamentos de medição obsoletos e desenvolvido um

programa computadorizado para descobrir e analisar faturamento irregular. Em 2007, estão ainda previstas

432.000 inspeções, dentre outras medidas relacionadas a este programa. Desde seu inicio, a redução das

perdas comerciais da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga foram de 26% e 24,7% respectivamente. No que se

refere às perdas comerciais, a RGE possui atualmente um dos mais baixos índices entre as empresas de

energia elétrica no Brasil e a CPFL Santa Cruz iniciou em Janeiro de 2007 um audacioso programa de combate

às perdas comerciais, nos mesmos moldes das demais concessionários do grupo, no qual está previsto a

realização de 16.000 inspeções este ano, o que corresponde a 10% do parque de medição instalado.

152

Interrupções de Energia Elétrica

A Emissora tem observado uma melhora constante da qualidade e confiabilidade do fornecimento de energia

nos últimos anos, tendo como parâmetro a freqüência e duração das interrupções de energia elétrica. Em

2006, a freqüência das interrupções por ano foi de 5,49 interrupções por consumidor na CPFL Paulista, 5,67

interrupções por consumidor na CPFL Piratininga, 12,36 interrupções por consumidor na RGE e 8,57

interrupções por consumidor na CPFL Santa Cruz, enquanto a média da freqüência das interrupções por

consumidor nas demais distribuidoras brasileiras foi de 11,70 interrupções por consumidor. Em 2006, a

duração das interrupções foi de 6,59 horas por consumidor na CPFL Paulista, 6,75 horas por consumidor na

CPFL Piratininga, 19,92 horas por consumidor na RGE e 6,71 horas por consumidor na CPFL Santa Cruz,

enquanto a média da duração das interrupções nas demais distribuidoras brasileiras foi de 16,28 horas por

consumidor. Com base em dados divulgados pela ANEEL, a duração e freqüência das interrupções de energia

elétrica da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga são das mais baixas do Brasil. A duração e freqüência das

interrupções de energia elétrica da RGE são mais elevadas, 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 Subsidiárias de Distribuição 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 9% a 13% do total das interrupções. As demais interrupções não

programadas decorrem de causas acidentais, incluindo relâmpagos, incêndios e ventos. Em 2006, foram

investidos o total de R$ 151 milhões em materiais, serviços e itens correlatos, com vistas a renovar e

aperfeiçoar a rede de distribuição, de modo a diminuir tanto as interrupções programadas como as não

programadas. Espera-se investir mais R$ 312 milhões até o final de 2007 (dos quais R$115 milhões foram

investidos no primeiro trimestre de 2007).

Estamos continuamente empenhados em melhorar nossos tempos de reposta para serviços de reparos. Os

indicadores de qualidade para o abastecimento de energia pela CPFL Paulista e pela CPFL Piratininga

mantiveram níveis de excelência ao mesmo tempo em que cumpriram os padrões regulatórios. Isto também

resultou de nossa logística operacional eficiente, inclusive do posicionamento estratégico de nossas equipes e

da tecnologia e automação de nossa rede e centros de operação, junto a um plano de manutenção e

conservação preventivo.

Com relação à CPFL Santa Cruz, de 2004 para 2005 houve um aumento do tempo médio de atendimento a

reclamações técnicas da ordem de 18,18%. Tal fato é devido à implementação de novos procedimentos

operacionais, os quais permitiram o registro da interrupção de energia com uma maior precisão. Já em 2006

esse aumento atingiu a casa de 1,28%, demonstrando certa estabilidade neste indicador. O valor do tempo

médio de atendimento da CPFL Santa Cruz pode ser considerado alto em relação a outras empresas, devido ao

fato de que as equipes que efetuavam atendimentos comerciais (corte, religação, ligações novas etc.), eram

as mesmas que executavam atendimentos de origem técnica (falta de energia, falta de fase etc.). Com a

recente aquisição da empresa pelo Grupo CPFL, já foi readequado o posicionamento estratégico das equipes,

bem como redefinidas as equipes, separando-as para atendimentos exclusivamente técnicos e comerciais,

objetivando assim a melhoria do desempenho. Outros fatos importantes a salientar, são a falta de automação

de redes e a presença de áreas rurais muito extensas e locais de difícil acesso, impactando consideravelmente

no tempo de atendimento.

153

O tempo médio de atendimento da RGE é semelhante ao de outras concessionárias 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 características

geográficas da região Sul e do seu sistema de distribuição de energia elétrica, que possui um baixo nível de

redundâncias, longos circuitos em média tensão e recursos automatizados em menor número. A RGE vem

investindo na melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica, no aprimoramento do sistema de

distribuição de energia e na manutenção da rede de distribuição, obtendo resultados na redução da

Freqüência Equivalente de interrupções por unidade consumidora (FEC) e Duração Equivalente de interrupções

por unidade consumidora (DEC). Uma nova logística operacional está sendo implantada na RGE associada a

uma maior automação na rede de distribuição que irá permitir uma redução no Tempo Médio de Atendimento.

Compras de Energia Elétrica

Para suprir o requisito crescente de energia e a fim de atender suas necessidades contratuais, as empresas do

Grupo da Emissora adquirem energia elétrica por meio de Contratos de Compra e Venda de Energia agrupados

da seguinte forma:

Distribuidoras

• Contrato de Itaipu – as Distribuidoras adquirem compulsoriamente a energia produzida pela

Hidrelétrica de Itaipu segundo sua quota-parte, conforme o disposto na Lei nº 5899, de 05.07.1973;

• Contratos Bilaterais – contratos firmados pelas Distribuidoras conforme legislação vigente até a data

de publicação da Lei nº 10.848, de 15.03.2004; e

• Contrato de Compra de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR’s – contratos oriundos dos

leilões do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) promovidos por MME/ANEEL/CCEE, conforme

disposto no art. 2º da Lei nº 10.604, de 17.12.2002.

Comercializadoras

• Contratos Bilaterais – contratos firmados por meio de negociação bilateral ou de leilão no Ambiente

de Contratação Livre, conforme regulamentação definida pela ANEEL.

Em 2006, a Emissora adquiriu 45.998 GWh de energia para atendimento à obrigação contratual das

Distribuidoras do grupo e para atendimento dos contratos das Comercializadoras.

A energia necessária ao atendimento das Distribuidoras do grupo da Emissora foi suprida por meio de

contratos firmados com Itaipu e com terceiros no Ambiente Regulado, contemplando contratos com as

empresas geradoras da CPFL Geração bem como com outros agentes do mercado.

O Acordo firmado para a construção e financiamento de Itaipu obriga o Brasil a adquirir a parcela brasileira da

energia produzida pela usina mais a parcela paraguaia da energia produzida por Itaipu excedente ao consumo

de eletricidade paraguaio. Esta compra é realizada por intermédio da Eletrobrás, com quantidades definidas

em regulamentação específica expedida pela ANEEL, e aplica-se às Distribuidoras CPFL Paulista, CPFL

Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz. Dessa forma, das necessidades de compra do grupo CPFL, os Contratos

de Itaipu responderam por 23%, equivalente a 10.761 GWh em 2006. No segundo trimestre de 2007, a CPFL

adquiriu 2.742 GWh de energia elétrica de Itaipu.

154

A parcela restante de energia necessária ao atendimento do requisito de compra de energia do grupo CPFL em 2006 (77%) foi adquirida por meio de CCEAR’s e Contratos Bilaterais, na quantidade de 35.237 GWh. Para o segundo trimestre de 2007, verificou-se a compra de 9.007 GWh por meio desses contratos. A seguir apresentamos as compras de energia consolidadas para as empresas do grupo da Emissora.

Compra de Energia ( GWh )

Período de três meses encerrado em 30 de

junho de Exercício findo em 31 de dezembro

de*

Contratos de Compra de Longo Prazo 2007 2006 2006 2005 2004

Itaipu Binacional

2.742

2.654

10.761

10.501

10.336

Furnas Centrais Elétricas S.A.

297

196

892

2.918

4.931

Companhia Energética de São Paulo – CESP

106

78

372

2.556

4.789

Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê

86

94

387

1.218

2.092

Duke Energy Inter. Ger. Paranapanema S.A.

267

205

939

1.506

2.119

Tractebel Energia S.A.

270

198

6.690

3.789

3.880

Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A.

2.000

1.568

1.717

1.769

-

EMAE – Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A.

6

3

20

188

338

Companhia Estadual de Energia Elétrica

381

393

69

186

309

AES Uruguaiana Ltda.

19

13

1.119

834

773

CCEE

83

408

520

507

260

Outros

695

420

1.739

985

449

Total

6.952

6.230

25.225

26.957

30.276

Energia Comprada no Ambiente de Contratação Livre 4.797 5.097 20.773 16.292 11.119

TOTAL 11.749 11.327 45.998 43.249 41.395

(*) Fonte: Demonstrações Financeiras Padronizadas 2004, 2005, 2006 – Notas Explicativas / Custo com Energia Elétrica; Informações Trimestrais 2006, 2007 – Notas Explicativas / Custo com Energia Elétrica (**) Informações não revisadas pelos Auditores

Os contratos de fornecimento de energia elétrica firmados pelas Distribuidoras e Comercializadoras são regidos por regulamentação da ANEEL, sendo que os principais termos de cada contrato são o período de fornecimento, à quantidade de energia vendida, ao preço e os fatores de reajustes do preço (IPCA para os CCEAR’s e geralmente o IGP-M para os Contratos Bilaterais). Encargos com Transmissão e Distribuição Para entrega física da energia nos pontos de conexão das Distribuidoras com a Rede Básica de Transmissão e Redes de Distribuição de empresas terceiras, a Emissora deve arcar com tarifas e encargos de conexão e uso dos Sistemas de Transmissão ou de Distribuição. Em 2006, os gastos das Distribuidoras da Emissora com encargos de transmissão e distribuição totalizaram R$ 774 milhões. Esse valor contempla as tarifas pelo uso da Rede Básica, de Conexão e de transmissão da energia de Itaipu, com valores estabelecidos pela ANEEL, mais o custo de Encargos de Serviços do Sistema. No segundo trimestre de 2007, a Emissora registrou despesas no valor de R$ 175 milhões referentes aos encargos de transmissão e distribuição.

155

Consumidores Os consumidores da Emissora são atendidos pelas Subsidiárias Distribuidoras em cinco categorias principais: Consumidores industriais Os consumidores industriais responderam por 31,4%, 38%, 40,4% e 16,4% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2006 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. As principais indústrias abastecidas pelas Subsidiárias Distribuidoras em 2006, foram as de alimentos e bebidas, metalúrgica, têxtil, química, automotiva e de produção de plásticos. No segundo trimestre de 2007, os consumidores industriais responderam por 29,3%, 36,3%, 37,5% e 16% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. Consumidores residenciais Os consumidores residenciais responderam por 31,2%,32,1%, 23,7% e 31,4% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2006 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. No segundo trimestre de 2007, estes consumidores responderam por 32,6%, 33,2%, 24,5% e 32,1% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. Consumidores comerciais Os consumidores comerciais, que incluem empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais, responderam por 19,3%,18,9%, 13,4% e 14,8% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2006 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. No segundo trimestre de 2007, os consumidores comerciais responderam por 20,5%, 19,7%, 14,6% e 16% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. Consumidores rurais Os consumidores rurais responderam por 5,6%, 2,2%, 14,1% e 21,5% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2006 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. No segundo trimestre de 2007, os consumidores rurais responderam por 5%, 2,2%, 15,2% e 16% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. Demais consumidores Demais consumidores, que incluem serviços públicos, tais como iluminação pública, responderam por 12,5%, 8,7%, 8,5% e 15,8% da quantidade total de energia elétrica vendida em 2006 pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. No segundo trimestre de 2007, demais consumidores responderam 12,6%, 8,6%, 8,2% e 15,7% da quantidade total de energia elétrica vendida pela CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE e CPFL Santa Cruz, respectivamente. Consumidores Livres De forma geral, são considerados livres os consumidores com demanda de pelo menos 3 MW, atendidos em tensão maior ou igual a 69 KV e novos consumidores com demanda igual ou superior a 3 MW atendidos em qualquer tensão com início de fornecimento a partir de 1995. Em 2006, as Subsidiárias Distribuidoras

156

atenderam a um total de 59 consumidores potencialmente livres, que representaram aproximadamente 3,2% da receita operacional líquida da Emissora e aproximadamente 4% da quantidade total de energia elétrica vendida pelas Subsidiárias Distribuidoras no ano.

Adicionalmente, também são considerados potenciais Consumidores Livres os que possuem demanda igual ou

superior a 500 kW atendidos em qualquer tensão, desde que optem pelo consumo de energia a partir de

fontes incentivadas (PCH’s, biomassa, eólica, etc). Em 2006 as Subsidiárias de Distribuição forneceram energia

elétrica a 1.413 consumidores com essas características. Esses consumidores representaram aproximadamente

21% da energia elétrica vendida e 18,1% da receita líquida da Emissora no mesmo período.

Durante o ano de 2006, 68 clientes optaram pela migração do mercado regulado ao mercado livre,

considerando os que podem optar por qualquer fornecedor e os que têm o direito de adquirir energia de

fontes incentivadas. No segundo trimestre de 2007, outros 43 consumidores atendidos pela Emissora optaram

pela migração ao mercado livre.

As Subsidiárias de Distribuição, em junho de 2007, possuíam contratos de fornecimento de energia com 1.455

potenciais Consumidores Livres, com prazo médio de 1 ano.

A opção em migrar para o mercado livre é prerrogativa exclusiva dos consumidores, no entanto, ao exercerem

esta opção, os clientes ficam obrigados por lei a celebrar contrato de conexão e de uso do sistema de

distribuição como pagamento da TUSD para a emissora.

O cliente que migra ao mercado livre só pode retornar à condição de regulado novamente depois de

transcorridos 5 anos da data de sua opção. O retorno ao mercado regulado em prazo inferior a este período

somente pode ocorrer caso a emissora autorize expressamente.

No segundo trimestre de 2007, foi verificado que o número de consumidores livres foi de 86 frente aos 83

identificados no primeiro trimestre de 2007, representando um aumento de 4% no período.

Análise da Demanda A tabela a seguir apresenta informações sobre os consumidores ativos totais da Emissora (conectados na

rede), vendas de energia elétrica e receitas brutas das distribuidoras a consumidores finais nos períodos

indicados.

Período de três meses encerrado em 30 de junho de 2007 2006

Consumidores (milhares)

Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)

CPFL Paulista Industrial .......................... 42 1.387 452 42 1.431 427 Residencial ........................ 2.943 1.511 645 2.863 1.416 578 Comercial .......................... 269 946 355 267 854 310 Rural................................. 91 256 53 93 241 49 Outros .............................. 28 600 167 26 563 149

Consumo próprio................ - 5 - - 5 - Total .............................

3.373

4.705

1.672

3.291

4.510

1.513 CPFL Piratininga Industrial .......................... 9 766 235 9 739 197 Residencial ........................ 1.204 654 271 1.172 615 239

157

Período de três meses encerrado em 30 de junho de 2007 2006


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)

Comercial .......................... 84 391 151 83 353 126 Rural................................. 8 46 8 7 42 7 Outros .............................. 7 179 51 7 168 43

Consumo próprio................ - 1 - - 1 - Total .............................

1.312

2.037

716

1.278

1.918

612 RGE Industrial .......................... 30 1.240 374 30 1.266 375 Residencial ........................ 860 809 391 835 733 355 Comercial .......................... 99 482 214 96 427 197 Rural................................. 139 501 88 135 466 79 Outros .............................. 12 269 89 12 267 87

Consumo próprio................ - 2 - - 1 -

Total .............................. 1.140 3.303 1.156 1.108 3.160 1093 CPFL Santa Cruz Industrial .......................... 2 32 12 2 64 20 Residencial ........................ 138 64 27 135 119 47 Comercial .......................... 14 31 14 14 57 23 Rural................................. 11 42 7 30 1.266 375 Outros .............................. 2 32 10 860 733 355

Consumo próprio................ - - - 99 427 197

Total .............................. 167 201 70 139 466 79

Exercício findo em 2006 2005


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)


Quantidade(GWh)

Receita Bruta

(Milhões de R$)

CPFL Paulista Industrial .......................... 42 5.737 1.695 42 6.637 1.675 Residencial ........................ 2.902 5.711 2.340 2.823 5.444 2.190 Comercial .......................... 268 3.528 1.269 266 3.356 1.137 Rural................................. 93 1.026 207 92 976 189 Outros .............................. 26 2274 594 25 2208 535

Consumo próprio................ 0,4 19 - 0,4 19 - Total ............................. 3.332 18.295 6.105 3.250 18.640 5.725 CPFL Piratininga Industrial .......................... 9 2.943 807 9 3.466 818 Residencial ........................ 1.187 2.485 977 1.158 2.356 925 Comercial .......................... 84 1.465 526 83 1.387 483 Rural................................. 7 173 30 7 167 28 Outros .............................. 7 672 176 7 659 164

Consumo próprio................ 0,1 4 - 0,1 4 - Total ............................. 1.294 7.743 2.516 1.264 8.039 RGE Industrial .......................... 29 2.547 782 30 2.762 746 Residencial ........................ 848 1.492 723 823 1.466 685 Comercial .......................... 97 849 400 95 832 369 Rural................................. 137 897 154 134 875 142 Outros .............................. 12 532 178 12 533 164

Consumo próprio................ 0,1 2 - 107 2 -

Total .............................. 1.123 6.319 2.237 1.095 6.470 2.106 CPFL Santa Cruz Industrial .......................... 2 126 40 2 140 40 Residencial ........................ 137 241 95 134 233 92 Comercial .......................... 14 114 45 13 109 42 Rural................................. 10 165 26 10 156 24 Outros .............................. 2 120 32 2 116 30

Consumo próprio................ - - - - - - Total .............................. 165 767 238 161 755 228

* Consumidores ativos são consumidores conectados à rede de distribuição, ao invés de consumidores

faturados ao final do exercício social.

158

Tarifas Tarifas de Distribuição no Varejo. Com base no nível de tensão no qual a energia elétrica é fornecida, os consumidores da Emissora são classificados em dois grupos distintos: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B. Cada consumidor enquadra-se em certo nível tarifário definido por lei e com base em sua respectiva classificação, 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, comercial, 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 elétrica. As tarifas que são cobradas pela venda de energia elétrica a consumidores finais são determinadas de acordo com os contratos de concessão da Emissora e as regras estabelecidas pela ANEEL. Os contratos de concessão e a regulamentação estabelecem um preço máximo com reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Vide “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro” para maiores informações sobre o regime regulatório aplicável às tarifas praticadas pela Emissora e respectivos reajustes. 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 elétrica e a época do ano e horário do dia em que a energia elétrica é fornecida, embora consumidores possam optar por uma tarifa 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 consumidores do Grupo B. 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 tarifas de fornecimento e receita líquida do ICMS nos períodos indicados, de acordo com regulamentação da ANEEL.

CPFL Paulista Período de três meses encerrado em 31 de março de 2007 2006

Tarifa Média (R$/MWh)

Quantidade (GWh)

Receita Líquida (R$milhões)

Consome-dores (Mil)


Quantidade (GWh)

Receita Líquida (R$Milhões)

Consome-dores (Mil)

Grupo A: A2 - 138kV 198,22 182 36 0,05 171,18 187 32 0,05 A3 - 69kV 281,05 3 1 0,01 237,18 3 1 0,01 A4 - 11,9 a 23kV 246,66 1.839 454 12,42 219,87 1.920 422 12,36

Total Grupo A 242,36 2.025 491 12 215,58 2.110 455 12

Grupo B: B1 – Residencial 333,50 1.526 509 2.924 330,02 1.388 458 2.845 B2 - Rural 186,92 167 31 91 185,47 162 30 91 B3 - Outros 312,31 705 220 325 309,94 656 203 322 B4 – Iluminação Pública 167,00 181 30 2 165,82 176 29 2

Total Grupo B 306,53 2.579 790 3.341 302,52 2.382 721 3.259

Total 278,31 4.604 1.281 3.353 261.68 4.492 1.176 3.271

159

CPFL Paulista Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de 2006 2005 Tarifa

Média (R$/MWh)

Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consumidores(Mil)

Grupo A: A2 - 138kV 205,58 801 165 0,05 154,02 1.373 211 0,05 A3 - 69kV 384,82 7 3 0,01 234,67 7 2 0,01 A4 - 11,9 a 23kV 243,84 7.739 1.887 12,44 215,51 7.943 1.712 12,33

Total Grupo A 240,36 8.547 2054 12 206,47 9.322 1.925 12

Grupo B: B1 – Residencial 332,39 5.702 1.895 2.903 325,70 5.435 1.770 2.824 B2 - Rural 186,38 702 131 91 184,01 660 121 91 B3 - Outros 311,89 2.632 821 324 305,94 2.525 722 322 B4 – Iluminação Pública 166,90 712 119 2 163,63 698 114 2

Total Grupo B 304,25 9.748 2.966 3.320 298,18 9.318 2.778 3.238

Total 274,40 18.295 5.020 3.332 252,31 18.640 4.703 3.250

CPFL Piratininga

Período de três meses encerrado em 31 de março de 2007 2006


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)

Grupo A: A1 – 345kV - - - - - - - - A2 - 88kV 188,97 97 18 0,02 159,90 113 18 0,02 A4 - 11,9 a 23kV 252,93 909 230 3 221,55 891 197 3

Total Grupo A 246,76 1.006 248 3 214,58 1.004 215 3

Grupo B: B1 – Residencial 323,58 693 229 1.196 304,75 634 198 1.165 B2 - Rural 207,43 19 4 8 195,65 18 4 7 B3 - Outros 347,14 244 85 96 328,02 230 75 96 B4 – Iluminação Pública 182,52 62 11 0,7 172,03 61 10 0,2

Total Grupo B 323,58 1.018 329 1.300 304,75 943 287 1.268

Total 285,41 2.024 577 1.303 258,25 1.947 502 1.271

CPFL Piratininga

Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de 2006 2005

Tarifa Média (R$/Mwh)

Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)

Grupo A: A1 - 345kV - - - - 85,48 3 0 0 A2 - 88kV 171,34 414 71 0,02 141,35 977 138 0,02 A4 - 11,9 a 23kV 232,99 3.633 846 3 212,96 3.522 750 3 Total Grupo A 226,69 4.047 917 3 197,34 4.502 888 3

Grupo B: B1 – Residencial 315,55 2.484 784 1.187 315,43 2.354 743 1.158 B2 – Rural 198,26 75 15 7 199,29 72 14 7 B3 – Outros 331,41 890 295 96 332,39 863 287 96 B4 – Iluminação Pública

174,31 247 43 0,5 174,24 248 43 0,2

Total Grupo B 307,55 3.696 1.137 1.291 307,31 3.537 1.087 1.261

Total 265,29 7.743 2.054 1.294 245,73 8.039 1.975 1.264

160

RGE Período de três meses encerrado em 31 de março de 2007 2006


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consu-midores (Mil)

Grupo A: A1 - 230kV 179,67 44 7,9 0 157,17 37 5,8 0

A2 – 138 KV - 6 1,2 0 - - 0,0 - A3 - 69kV 212,81 48 10,3 0 182,53 63 11,4 0

A3a – 34,5kV 252,90 0 0,0 0 351,59 0 0,0 0

A4 – 11,9 a 23kV 219,44 743 163,1 5 201,61 729 147,1 5

Total Grupo A 216,82 842 182,6 5 198,21 829 164,3 5

Grupo B:

B1 – Residencial 308,97 404 124,7 854 309,50 364 112,6 829 B2 – Rural 227,17 116 26,3 138 228,52 106 24,2 134

B3 – Outros 331,22 224 74,4 134 333,44 202 67,5 132 B4 – Iluminação

Pública 169,3 55 9,3 0 170,37 57 9,7 0

Total Grupo B 293,76 799 235 1.126 293,56 729 214 1.096

Total

254,28 1.641 417,6 1.131 242,81 1.558 378,3 1.101

RGE Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de 2006 2005


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consumi-dores( Mil)

Grupo A: A1 - 345kV 182,67 154 28,1 0 161,60 142 23,00 0 A2 - 88kV - - 0,0 - - 1 0,2 - A3a – 69 kV 207,36 240 49,8 0 183,97 375 69,0 0 A3a – 34,5kV 309,94 1 0,2 0 766,01 1 0,4 0 A4 - 11,9 a 23kV 223,74 2.981 667,0 5 204,07 3.062 625,0 5 Total Grupo A 220,72 3.376 745,1 5 200,36 3.581 717,6 5

Grupo B: B1 – Residencial 308,65 1.492 460,5 848 309,84 1.466 454,1 823 B2 – Rural 227,51 401 91,3 136 228,31 385 88,0 134 B3 – Outros 331,90 824 273,4 133 334,30 808 270,2 132 B4 – Iluminação Pública 169,66 224 38,1 0 170,65 227 38,8 0 Total Grupo B 293,48 2.941 863 1.118 294,84 2.887 851 1.089

Total 254,60 6.317 1.608,1 1.123 242,53 6.468 1.568,6 1.094

CPFL Santa Cruz

Período de três meses encerrado em 31 de março de 2007 2006


Quantidade (GWh)


Consumi-dores (Mil)


Quantidade (GWh)


Consu-midores (Mil)

Grupo A: A1 - 230kV - - - 0 - - - 0 A3 - 69kV 134,79 9 12 0,01 141,10 8 1,1 0

A3a – 34,5kV 146,38 4 0,6 0,00 146,47 4 0,6 0

A4 – 11,9 a 23kV 213,62 57 12,3 1 213,81 60 12,8 1

Total Grupo A 199,84 70 14 1 202,02 72 14 1

Grupo B:

B1 – Residencial 299,27 63 20 138 291,99 60 19 135 B2 – Rural 225,86 14 3 11 198,69 13 3 10

B3 – Outros 348,55 32 11 17 329,39 30 10 17 B4 – Iluminação

Pública 165,89 14 2 0 166,88 14 2 0

Total Grupo B 299,27 123 37 166 291,99 116 34 162

Total 263,17 19 3 51 167 257,72 188 48 163

161

CPFL Santa Cruz

Exercício Social Encerrado em 31 dezembro de

2006 2005


Quantidade (GWh)


Consumi-dores


Quantidade (GWh)


Consu-midores

Grupo A: A1 - 230kV - - - - - - - - A3 - 69kV 135,65 38 5 0,01 136,53 29 4 0,00

A3a – 34,5kV 149,51 16 2 0,00 143,52 15 2 0,00

A4 – 11,9 a 23kV 222,12 242 54 1 195,55 258 50 1

Total Grupo A 207,07 296 61 1 187,30 302 57 1

Grupo B:

B1 – Residencial 319,63 241 77 137 320,29 233 75 134 B2 – Rural 196,88 56 11 10 195,71 53 10 10

B3 – Outros 326,33 118 39 17 325,34 114 37 17 B4 – Iluminação

Pública 165,66 55 9 0 166,37 54 9 0

Total Grupo B 288,77 470 136 165 288,77 453 131 161

Total 257,17 766 197 166 248,15 755 188 162

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 2007, aprovadas pela ANEEL e

disponíveis para cada faixa de consumo:

CPFL Paulista Resolução ANEEL n.º 445

de 2007

CPFL Piratininga Resolução ANEEL n.º 386 de

2006

RGE Resolução ANEEL n.º 453

de 2007

CPFL Santa Cruz Resolução ANEEL n.º 424

de 2007

(R$/MWh) Residência de Baixa Renda: Consumo mensal até 30 kWh 0,11375 0,10701 0,11419 0,11685 Consumo Mensal de 31 a 80kWh 0,19580 0,18344 0,19661 0,20119 Consumo Mensal de 81 a 100 kWh 0,19700 0,18421 0,19784 0,20257 Consumo Mensal de 101 a 200 kWh (RGE: 101 a 160 kWh)

0,29548 0,27633 0,29678 0,30386

Consumo Mensal de 201 a 220 kWh (RGE: acima de 160 kWh)

0,32830 0,30701 0,32974 0,33760

Consumo Mensal acima de 220 kWh 0,32830 0,30701 - 0,33760

Receita de uso dos sistemas de distribuição TUSD. Nos termos das leis e normas regulamentares aplicáveis, a Emissora é obrigada a permitir que terceiros utilizem suas linhas de distribuição de alta tensão, mediante o pagamento da TUSD, incluindo consumidores livres no âmbito da área de concessão de distribuição da Emissora que sejam servidos por terceiros. Em 2006, a Emissora teve uma receita de R$ 584,7 milhões relativa a tarifas pelos uso de suas linhas de distribuição e, durante o segundo trimestre de 2007, uma receita de R$ 163 milhões. Em 2006, a tarifa média para o uso das linhas de distribuição da Emissora foi de R$ 60,60 po MWh e R$ 58,47 por MWh para o segundo trimestre de 2007.

162

A redução da tarifa média deve-se ao reajuste tarifário, negativo em alguns casos, e à maior participação de

clientes especiais, atendidos por fonte alternativa, que contam com desconto na TUSD.

Procedimentos de Faturamento O procedimento utilizado pela Emissora para faturamento e cobrança da energia elétrica, distribuída aos seus

consumidores, fundamenta-se nas condições estabelecidas pela Resolução ANEEL 456 de 30/11/00, com

atendimento comercial segmentado conforme nível de tensão de fornecimento aos clientes. As leituras de

medidores ocorrem mensalmente nas áreas urbanas e bimestralmente nas áreas rurais. Mensalmente, as faturas

são preparadas com base no registro dos medidores ou no uso estimado, os faturamentos regulares são

processados de forma automatizada no mesmo dia da leitura, sendo o respectivo vencimento em, no máximo, 7

dias úteis a contar data de apresentação das mesmas. Na hipótese de inadimplência, para os clientes de média

tensão, quatro dias após a data de vencimento da fatura é emitida notificação comunicando ao cliente o prazo de

15 dias para quitação do saldo devedor e a sua suscetibilidade à suspensão do fornecimento caso o pagamento

não seja constatado. Para os clientes de baixa tensão, essa notificação é impressa no corpo da fatura do mês

subseqüente.

Para cada grupo de atividades, no sistema de faturamento, há o estabelecimento de controles de gestão

consoantes às diretrizes da lei Sarbanes-Oxley, que conferem credibilidade ao processo e asseguram às

distribuidoras da Emissora os melhores índices de qualidade de faturamento entre as empresas de distribuição de

energia brasileiras.

Em 30 de junho de 2007, o índice de inadimplência em relação ao faturamento anual das empresas foi de 1,27%

na CPFL Paulista, 1,21% na CPFL Piratininga, 3,55% na RGE e 1,59% na CPFL Santa Cruz. Esses percentuais

caíram nos últimos anos, encontrando-se atualmente entre os mais baixos do setor elétrico brasileiro. A seguir,

vide tabela com os índices de inadimplência das Subsidiárias Distribuidoras, referente ao mês de junho de 2007:

SUBSIDIÁRIAS DISTRIBUIDORAS ÍNDICE DE INADIMPLÊNCIA

CPFL Paulista 1,27%

CPFL Piratininga 1,21%

RGE 3,55%

CPFL Santa Cruz 1,59%

Atendimento ao Consumidor A Emissora presta serviços de atendimento de alta qualidade por meio de diversos canais de relacionamento, tais

como Call Center, Internet, Agências e Rede Credenciada. Em 2006, as centrais de teleatendimento da Emissora

atenderam a mais de 8,5 milhões de chamadas e o atendimento via Internet registrou aproximadamente 3,5

milhões de solicitações de consumidores, com participação de 25% da totalidade dos atendimentos neste ano, e

aumento de 47% em relação a 2005. O número significativamente alto de solicitações eletrônicas, incluindo e-

mail e chat, também disponíveis 24 horas por dia, permitiu a redução de custos de serviços de atendimento ao

consumidor. Ainda em 2006, as Agências de Atendimento processaram aproximadamente 1,2 milhões de

solicitações de consumidores e o atendimento via rede credenciada, como Redes Fácil e CPFL Total totalizaram

mais de 450 mil atendimentos. A satisfação dos clientes da Emissora em relação à qualidade do atendimento

apresenta níveis de excelência.

163

Cadeia de Fornecimento Objetivando alcançar economias de escala nos processos de fornecimento, contratação e controle de qualidade de materiais de suas Subsidiárias de Distribuição, a Emissora desenvolveu 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 das Subsidiárias de Distribuição 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. Com estas ações foram obtidos os seguintes resultados: • aumento do giro dos estoques, de 9,53 em 2005 para 9,76 em 2006, representando um aumento de

2% no giro dos estoques. • economias de escala na cadeia de fornecimento. Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento Os Contratos de Concessão das Subsidiárias de Distribuição exigem que sejam destinados 1% das receitas líquidas provenientes das atividades de distribuição em programas de pesquisa e desenvolvimento e de eficiência energética. O programa de eficiência energética tem como objetivo promover o uso eficiente da energia elétrica de seus clientes, reduzir perdas técnicas e comerciais, oferecer produtos e serviços para melhorar a satisfação e a fidelização dos consumidores e melhorar a imagem das respectivas distribuidoras. O programa de pesquisa e desenvolvimento utiliza pesquisa tecnológica para desenvolver produtos que possam ser usados internamente ou, ainda, vendidos ao público. Em 2006, foram gastos aproximadamente R$ 38,2 milhões em eficiência energética e R$ 8,4 milhões em pesquisa e desenvolvimento. Geração de Energia Elétrica A CPFL Geração foi criada em setembro de 2000 a partir da cisão das atividades de geração e de distribuição da Companhia Paulista de Força e Luz, em atendimento à regulamentação do Setor Elétrico quanto à desverticalização das atividades de geração, distribuição, comercialização e transmissão de energia elétrica. A CPFL Geração é uma sociedade por ações de capital aberto, que atua como “holding” do negócio de geração de energia elétrica do grupo da Emissora. Após a incorporação de duas de suas empresas (a CPFL Centrais Elétricas SA e a Semesa SA), ocorrida em março de 2007, a CPFL Geração passou a deter 100% do controle operacional de 19 Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs, com potência total instalada de 118,86 MW; uma Usina Termelétrica – UTE, com

164

Potência Instalada de 36 MW, todas localizadas no Estado de São Paulo; uma PCH de 0,125 MW de Potência Instalada, localizada no Estado de Minas Gerais; e 51,54% da participação da UHE Serra da Mesa, com Potência Instalada de 1.275 MW, localizada no Estado de Goiás. Além desses ativos, a CPFL Geração possui, também, participação acionária em cinco empresas: • 100% da CPFL Sul Centrais Elétricas Ltda, que detém o controle de 4 Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs, com potência total instalada de 2,65 MW, todas localizadas no Estado do Rio Grande do Sul; • 65% da Companhia Energética do Rio das Antas S/A - Ceran, que detém o controle das UHEs Monte Claro (130 MW); Castro Alves (130 MW) e 14 de Julho (100 MW); • 25,01% da Energética Barra Grande S/A - Baesa, que detém o controle da UHE Barra Grande (690 MW); • 48,72% da Campos Novos Energia S/A - Enercan, que detém o controle da UHE Campos Novos (880 MW); • 51% da Foz do Chapecó Energia S/A, que detém o controle da UHE Foz do Chapecó (855 MW). De se ressaltar que em assembléia geral ocorrida em 16 de julho de 2007, foi aprovada sua reorganização societária e a consequente extinção do Consórcio Foz do Chapecó. Com a reorganização, a participação indireta de 51% da CPFL Geração no projeto (85% da Foz do Chapecó Energia e 60% do Consórcio Foz do Chapecó) passou a ser direta (51% da Foz do Chapecó Energia). Em 30 de junho de 2007, a Potência Instalada da Emissora era de 1.501 MW. A energia gerada pela Emissora é produzida quase que exclusivamente por meio de suas usinas hidrelétricas. No primeiro semestre de 2007 foram gerados 2.218 GWh; em 2006 foram gerados 3.407 GWh e em 2005, 3.126 GWh. Ressalta-se, entretanto, que, de acordo com as normas brasileiras, a receita proveniente da venda de energia 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 Energia Assegurada são cobertas 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 gerada. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas Energias Asseguradas para aqueles que geraram abaixo delas. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda de energia e as condições hidrológicas. A quantidade de energia gerada, acima ou abaixo da Energia Assegurada, é valorizada por uma tarifa denominada “Tarifa de Energia de Otimização” - TEO, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será mensalmente contabilizada para cada gerador. O segmento de geração contribui positivamente para o resultado do grupo, como nota-se pelo comparativo abaixo, que indica um crescimento de 23,4% no período:





2º trimestre de 2007*


12 meses

393 404 437 451 485


meses

145 148 165 209 241

*Salienta-se, para fins de auditoria, que o segmento de geração apresentou (i) no período compreendido entre julho de 2006 à março de 2007, EBITDA ajustado de R$ 345 milhões e Lucro Líquido de R$ 140 milhões e (ii) no período compreendido entre abril de 2007 à junho de 2007, EBITDA ajustado de R$ 171 milhões e Lucro Líquido de R$ 70 milhões.

165

A tabela a seguir apresenta as informações relativas às Usinas Hidrelétricas e Pequenas Centrais Hidrelétricas

da Emissora em operação em 30 de junho de 2007:

Potência

Instalada

Energia

Assegurada

Entrada em

operação

Upgraded

da usina

Concessão

expira em:

(MW) (MWmédios)

Usinas Hidrelétricas

UHE Serra da Mesa (1.275 MW / 671 MWmédios)

- Parcela CPFL em Serra da Mesa (51,54%) 657,1 345,8 1998 (1)

UHE Monte Claro (130 MW / 59 MWmédios)

- Parcela CPFL em Monte Claro (65,00%) 84,5 38,4 2004 2036

UHE Barra Grande (690 MW / 380,6 MWmédios)

- Parcela CPFL em Barra Grande (25,01%) 172,5 95,2 2005 2036

UHE Campos Novos (880 MW / 377,9 MWmédios)

- Parcela CPFL em Campos Novos (48,72%) 428,8 184,1 2007

PCH Americana 30,0 9,0 1949 2002 2027

PCH Andorinhas 0,5 0,5 1937 (5)

PCH Buritis 0,8 0,9 1922 (3) 2027

PCH Capão Preto 5,5 1,0 1911 (2) 2027

PCH Cariobinha 1,3 1936 (4) 2027

PCH Chibarro 2,3 0,7 1912 (2) 2027

PCH Dourados 10,8 7,8 1926 2002 2027

PCH Eloy Chaves 19,0 12,2 1954 1993 2027

PCH Esmeril 5,0 2,9 1912 2003 2027

PCH Gavião Peixoto 4,8 3,8 1913 2007 2027

PCH Guaporé 0,7 0,6 1950 (5)

PCH Jaguari 11,8 9,0 1917 2002 2027

PCH Lençóis 1,7 1,7 1917 1988 2027

PCH Monjolinho 0,6 0,3 1893 2003 2027

PCH Pinhal 6,8 3,7 1928 1993 2027

PCH Pirapó 0,7 0,6 1952 (5)

PCH Saltinho 0,8 0,7 1950 (5)

PCH Salto do Pinhal 0,6 1911 (4) 2027

PCH Salto Grande 4,6 2,7 1912 2003 2027

PCH Santana 4,3 2,9 1951 2002 2027

PCH São Joaquim 8,1 5,6 1911 2002 2027

PCH Socorro 1,0 0,6 1909 1994 2027

PCH Três Saltos 0,7 0,6 1928 (3) 2027

Usina Termelétrica:

UTE Carioba 36,0 25,0 1954 2027

Total 1.501 756,3(1) A concessão de Serra da Mesa é detida por Furnas. A CPFL possui 51,54% da Energia Assegura dessa usina, mediante um contrato de 30

anos, que expira em 2028. (2) Usinas que serão repotenciadas até 2007 (3) Usinas que serão repotenciadas até 2008 (4) Usinas inativas (5) De acordo com o Decreto nº 2003 (art. 5) de 10 de setembro de 1996, as hidrelétricas com capacidade de geração igual ou inferior a 1.000

kW, independem de concessão ou autorização, devendo ser registrado junto ao órgão regulador e fiscalizador do poder concedente.

166

Usinas em Operação UHE Serra da Mesa. É a maior usina hidrelétrica em operação da CPFL Geração, adquirida em 2001 de seu

acionista VBC Energia. Esta usina teve as obras iniciadas por Furnas em 1985. A UHE de Serra da Mesa possui três

unidades geradoras. A usina localiza-se no Rio Tocantins, no Estado de Goiás, possui uma Potência Instalada de

1.275 MW e entrou em operação em 1998. A concessão da UHE Serra da Mesa é detida por Furnas, que também

opera a usina, sendo que os ativos pertencem à CPFL Geração. Tais ativos foram arrendados à Furnas por meio de

um contrato com duração de 30 anos, iniciado em 1998, que assegura à CPFL 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, a Emissora continuará tendo direito sobre esse

percentual da Energia Assegurada, porém poderá comercializá-lo conforme a regulamentação aplicável à época. Por

conseguinte, a parcela da Potência Instalada e da Energia Assegurada da Usina Hidrelétrica de Serra da Mesa

atribuída à CPFL é de 657,1 MW e 345,8 MWmédios, respectivamente.

Pequenas Centrais Hidrelétricas. Por meio da CPFL Geração e de sua subsidiária CPFL Sul Centrais

Elétricas, a Emissora opera 23 Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s, das quais a maior parte foi construída

no início do século vinte. Como parte de um programa de operação e modernização dessas PCH’s, a Emissora

tem investido na sua repotenciação e automação, com vistas a aumentar a sua capacidade de geração. O

programa consiste, basicamente, na repotenciação das PCH’s por meio da troca, renovação, ou instalação de

novas turbinas, equipamentos periféricos e sistemas automatizados, bem como restauração da infra-estrutura.

Por meio dessas iniciativas, espera-se aumentar a Energia Assegurada dessas PCH’s, a sua geração de energia

elétrica e a lucratividade da Emissora, minimizando, ao mesmo tempo, custos operacionais. Esse programa de

modernização teve início em 1988, com a recuperação da PCH de Lençóis, até então desativada. Foram

instaladas novas unidades de geração, com 1,68 MW de Potência Instalada, e feitos reparos e modificações na

infra-estrutura da Emissora. Em 1993, a Potência Instalada das PCH’s de Eloy Chaves e Pinhal passou 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 1,0 MW de Potência Instalada. Entre 2000 e 2002,

foram realizadas obras de repotenciação e automação de Dourados, São Joaquim, Esmeril e Salto Grande,

aumentando a sua Potência Instalada total em 11,4 MW. A automação dessas PCH’s permitiu à CPFL executar

seu controle, supervisão e operação remotamente e com maior eficiência. Também foi criado um centro de

operações para o gerenciamento e monitoramento das PCH’s em Campinas, tornando possível o controle

remoto, em tempo real, de todo o ciclo de produção das PCH’s. Os custos da Emissora associados à

manutenção das PCH’s decresceram de R$26,47/MWh em 1997 para R$10,24/MWh em 2006. A taxa de

disponibilidade dos equipamentos de geração de energia aumentou de 82% em 1997 para 95% em 2006. Em

junho de 2007 entrou em operação comercial a PCH Gavião Peixoto, que se encontrava em obras de

repotenciação desde agosto de 2005, e que teve sua Energia Assegurada acrescida em 74%, passando de 2,2

MWmédios para 3,82 MWmédios. Em outubro 2006, iniciaram-se as obras de repotenciação das PCH’s Capão

Preto e Chibarro, que terão suas Energias Asseguradas acrescidas em 128% e 141% respectivamente,

passando de 1,00 MWmédio para 2,28 MWmédios e 0,70 MWmédio para 1,69 MWmédio. Entre 2007 e 2008, a

Emissora espera repotenciar mais duas PCH’s: Buritis e Três Saltos. Essas unidades também possuem projetos

aprovados pelos órgãos competentes para comercialização de créditos de carbono, em 29 de maio de 2006,

que devem gerar recursos da ordem de 1,5 milhões de euros.

167

Usina Termelétrica. A CPFL Geração possui também uma usina termoelétrica, a Usina Termelétrica Carioba,

com Potência Instalada de 36 MW, construída em 1954. Até 2002, a Usina Termelétrica Carioba operava com

100% de óleo combustível subsidiado. Desde 2003, esse subsídio foi sendo gradualmente reduzido a uma taxa

de 25% ao ano, tendo sido encerrado totalmente em 2006. Concomitantemente, a energia contratada

diminuiu 25% ao ano, sendo que, atualmente, a totalidade da energia de Carioba está disponível para

contratação através de novos PPAs.

UHE Monte Claro. Em 2004, a primeira unidade geradora de Monte Claro entrou em operação comercial,

com Potência Instalada de 65 MW e Energia Assegurada de 58,2 MWmédios; em 2006, a segunda unidade

geradora entrou em operação comercial, com uma Potência 65 MW e Energia Assegurada de 0,8 MWmédio.

Esta usina, que faz parte do Complexo Ceran, onde a CPFL Geração tem 65% de participação, está localizada

no rio das Antas no Estado do Rio Grande do Sul, e possui 130 MW de Potência Instalada e 59 MWmédios de

Energia Assegurada. (Vide informações sobre o Complexo Ceran no item “Expansão da Capacidade de

Geração”). Essa unidade também possui projetos aprovados pelos órgãos competentes para comercialização

de créditos de carbono, em 22 de setembro de 2006, que devem gerar recursos da ordem de 10,9 milhões de

euros.

UHE Barra Grande. A CPFL possui uma participação de 25,01% na BAESA, joint venture formada para a

construção, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica de Barra Grande, cuja concessão foi expedida em maio

de 2001, com duração de 35 anos. A usina está localizada no Rio Pelotas, na divisa entre os Estados do Rio Grande

do Sul e Santa Catarina. Os demais participantes 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%). A usina é operada por um consórcio formado pela CPFL

Geração e pela Alstom Brasil Ltda. O valor total do investimento, na base dez/06, é de R$ 1.726,2 milhões, dos

quais R$ 431,6 milhões cabem à CPFL Geração.

Em 1º de novembro de 2005, a 1ª Unidade Geradora de Barra Grande entrou em operação comercial com uma

Potência Instalada de 230 MW e Energia Assegurada de 207,0 MWmédios. A segunda unidade geradora entrou em

operação em 2 de fevereiro de 2006, com uma Potência Instalada de 230 MW e Energia Assegurada de 173,6

MWmédios, e a terceira unidade entrou em operação em 1º de maio de 2006, com 230 MW de Potência Instalada e

0,0 MWmédios de Energia Assegurada. Essas três unidades juntas têm um total de Potência Instalada de 690 MW e

Energia Assegurada de 380,6 MWmédios, onde cabe a CPFL Geração 172,5 MW de Potência Instalada e 95,2

MWmédios de Energia Assegurada. A parcela de energia correspondente à CPFL Geração possui contratos de

compra e venda de energia aprovados pela ANEEL e assinados com as distribuidoras CPFL Paulista e CPFL

Piratininga.

UHE Campos Novos. A CPFL Geração detém uma participação de 48,72% 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, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica de Campos

Novos. A usina está localizada no Rio Canoas, no Estado de Santa Catarina e tem Potência Instalada de 880,0

MW e Energia Assegurada de 377,9 MWmédios, dos quais a CPFL possui 428 MW de Potência Instalada e

184,1 MWmédios de Energia Assegurada. Os demais acionistas da ENERCAN são a CBA (24,73%), Votorantim

Metais Níqueis S.A. (20,04%) e a CEEE - Companhia Estadual de Energia Elétrica (6,51%). A usina é operada

pela ENERCAN, sob a responsabilidade da CPFL Geração. A construção iniciou em Agosto de 2001, sendo que

as duas primeiras unidades geradoras entraram em operação comercial em fevereiro de 2007, e a terceira

unidade geradora entrou em operação em maio de 2007. A parcela de energia da usina, correspondente à

168

CPFL Geração, possui contratos de compra e venda de energia aprovados pela ANEEL e assinados com as

distribuidoras CPFL Paulista e CPFL Piratininga. O valor total do investimento, na base dez/06, é de R$ 1.623,4

milhões, dos quais R$ 790,9 milhões cabem à CPFL Geração. Essa unidade possui projetos de aprovação de

comercialização de créditos de carbono em desenvolvimento.

Expansão da Capacidade de Geração A demanda por energia elétrica nas áreas de concessão de distribuição onde a Emissora atua continua a

crescer. Para fazer frente a esse aumento da demanda, a Emissora está expandindo rapidamente sua

capacidade de geração. Em abril de 2007, a CPFL adquiriu 100% da CMS Energy, estando essa aquisição em

processo de aprovação pela ANEEL. As usinas da CMS aumentarão a Potência Instalada da Emissora em mais

86,8 MW (9 PCH’s, correspondendo a 24,3 MW e 6,93% da UHE Luis Eduardo Magalhães que tem 902,5 MW,

sendo a nossa parte de 62,5 MW). Atualmente a CPFL Geração está envolvida, também, na construção de três

novas Usinas Hidrelétricas, com uma Potência Instalada total de 1.085 MW, dos quais caberão 585,6 à

Emissora.

O gráfico a seguir apresenta a evolução da Potência Instalada e Energia Assegurada da Emissora, desde 2000,

ano de sua criação, quando dispunha de uma Potência Instalada de 143 MW, até 2010, quando deverá

alcançar a marca de 2.087 MW:

A tabela a seguir apresenta informações relativas aos projetos hidrelétricos em construção.

Potência

Instalada

Prevista

Energia

Assegurada

Prevista

Custo de

Construção

Previsto

(Base:

Dez/06)

Início da

Construção

Previsão de

Início de

Geração

Participação

CPFL

Potência

Instalada

Prevista

(Parte

CPFL)

Energia

Assegurada

Prevista

(Parte CPFL)

(MW) (MWmédios) (R$ Milhões) (%) (MW) (MWmédios)

Complexo Ceran:

Castro Alves 130,0 64,0 386,9 Abril 2004 2007 65,00 84,5 41,6

14 de Julho 100,0 50,0 379,7

Outubro

2004 2008 65,00 65,0 32,5

230,0 114,0 766,6 149,5 74,1

Foz do Chapecó 855,0 432,0 2.224,7

Dezembro

2006 2010 51,00 436,1 220,3

Total 1.085,0 546,0 2.991,3 585,6 294,4

143

801 812 812 854 9151.072

1.615 1.737 1.737

2.174

82

440 440 434 472 525 571827 861 861

1.082

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Potência Instalada (MW) Energia Assegurada (MWmédios)

169

Projeto CERAN. A CPFL detém participação de 65,0% na CERAN, uma joint-venture à qual foi outorgada, em março de 2001, concessão de 35 anos para construção, financiamento e operação do complexo hidrelétrico CERAN. Os demais acionistas são a CEEE (30,0%) e a Desenvix (5,0%). O complexo hidrelétrico CERAN é formado por três usinas hidrelétricas: Monte Claro (130 MW), Castro Alves (130 MW) e 14 de Julho (100 MW). O complexo fica no Rio das Antas, aproximadamente 120 km ao norte de Porto Alegre, próximo à cidade de Bento Gonçalves, no Estado do Rio Grande do Sul. A usina Monte Claro entrou em operação em dezembro de 2004 e atualmente está operando com a sua capacidade total. Todo o complexo hidrelétrico CERAN estará em plena operação até 2008. O complexo terá uma Potência Instalada de 360 MW e Energia Assegurada de 173 MWmédios. As usinas serão operadas pela CERAN, sob a responsabilidade da CPFL Geração e acrescentarão 234 MW de Potência Instalada e 112,5 MW médios de Energia Assegurada à CPFL. As parcelas de energia das três usinas correspondentes à CPFL Geração já possuem contratos de compra e venda de energia aprovados pela ANEEL e assinados com as empresas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Brasil. O valor total do investimento das três usinas do Complexo Ceran, na base dez/06, é de R$1.127 milhões, dos quais R$732,6 milhões cabem à CPFL. Projeto Foz do Chapecó. A CPFL Geração detém 51% na Foz do Chapecó, uma joint-venture formada para construção, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica Foz do Chapecó, cuja concessão foi outorgada em novembro de 2001 por 35 anos, e que terá uma Potência Instalada total de 855 MW e Energia Assegurada de 432 MW médios. Inicialmente, a participação da CPFL Geração nesse projeto era de 40%, sendo que esse percentual de energia já possui contratos de compra e venda de energia aprovados pela ANEEL e assinados com as distribuidoras CPFL Paulista e CPFL Piratininga. Em agosto de 2006, a CPFL adquiriu mais 11% de participação no projeto por meio da compra de parte da parcela detida pela CEE, pelo valor de R$ 8.8 mil – a parcela correspondente a esse percentual adicional será negociada no Leilão de Energia Nova / ANEEL - 2007. A parcela restante de 49% na Foz do Chapecó é dividido entre Chapecoense Geração de Energia S.A. (40%) e CEEE (9%). A Usina Hidrelétrica 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$2.225 milhões, dos quais R$1.134,4 milhões serão investidos pela CPFL. As obras de construção da UHE Foz do Chapecó foram iniciadas em dezembro de 2006, sendo que operação comercial está prevista para agosto de 2010. A usina, quando concluída, acrescentará 436 MW à capacidade de geração da CPFL e 220,3 MWmédios de Energia Assegurada. De se ressaltar que em assembléia geral ocorrida em 16 de julho de 2007, foi aprovada sua reorganização societária e a consequente extinção do Consórcio Foz do Chapecó. Com a reorganização, a participação indireta de 51% da CPFL Geração no projeto (85% da Foz do Chapecó Energia e 60% do Consórcio Foz do Chapecó) passou a ser direta (51% da Foz do Chapecó Energia). Essa unidade possui projetos de aprovação de comercialização de créditos de carbono em desenvolvimento. Pequena Central Hidrelétrica Gavião Peixoto. A usina de Gavião Peixoto, localizada no Rio Jacaré-Guaçu, no Estado de São Paulo, iniciou suas obras de modernização e repotencialização desde agosto de 2005, tendo sido concluída em junho de 2007. Sua Potência Instalada passou de 4,1 MW para 4,8 MW e Energia Assegurada de 2,2 MW médios para 3,82 MW médios. Os investimentos totais foram de R$ 20 milhões, e a participação da CPFL no projeto é de 100%. A 1ª unidade geradora entrou em operação comercial em junho de 2007 e a segunda em julho de 2007. Pequena Central Hidrelétrica Capão Preto. A usina de Capão Preto, localizada no Rio Quilombo e Ribeirão dos Negros, está sendo modernizada e repotenciada desde outubro de 2006 e passará a ter uma Potência Instalada de 4,3 MW e Energia Assegurada de 2,28 MWmédios. Os investimentos totais estimados são da ordem de R$11 milhões, e a participação da CPFL no projeto é de 100%. A entrada em operação comercial está prevista para dezembro de 2007.

170

Pequena Central Hidrelétrica Chibarro. A usina de Chibarro, localizada no Rio Chibarro, está sendo

modernizada e repotenciada desde outubro de 2006, após a conclusão passará a ter um Potência Instalada de

2,6 MW e Energia Assegurada de 1,69 MWmédios. Os investimento totais estimados são da ordem de R$9

milhões, e a participação da CPFL no projeto é de 100%. A entrada em operação comercial está prevista para

dezembro de 2007.

Comercialização de Energia Elétrica e Serviços A subsidiária CPFL Brasil iniciou suas atividades em 2003, assumindo a gestão das atividades de

comercialização de energia elétrica da Emissora. Em 2006, a Emissora adquiriu a CPFL Cone Sul e,

posteriormente, a Clion, que também atuam na área de Comercialização. Anteriormente, os serviços

relacionados a energia elétrica eram prestados por intermédio das subsidiárias de distribuição CPFL Paulista e

CPFL Piratininga, e as atividades de comercialização eram desenvolvidas por intermédio da CPFL Geração.

Operações de Comercialização A CPFL Brasil, a Clion e a CPFL Cone Sul são responsáveis pelas operações de comercialização de energia elétrica da

Emissora. Suas principais funções são:

• aquisição de energia elétrica para suas atividades de comercialização, por meio da celebração de

contratos vilaterais com Agentes de Mercado;

• revenda de energia elétrica para Consumidores Livres;

• revenda de energia elétrica para outros Agentes de Mercado; e

• realização de licitações (leilões) para aquisição e venda de energia para Agentes de Mercado,

abrangendo empresas públicas e privadas.

A mesa de Comercialização de Energia da CPFL Brasil é operada por profissionais experientes e equipada com

modernos computadores e sistemas que lhes possibilitam administrar a carteira de contratos das empresas do

grupo da Emissora com elevado grau de confiabilidade e eficiência.

O segmento de comercialização contribui positivamente para o resultado do grupo, como nota-se pelo

comparativo abaixo, que indica um crescimento de 14,3% no período:





2º trimestre de 2007*


12 meses

270 274 276 289 309


meses

186 189 188 196 209

*Salienta-se, para fins de auditoria, que o segmento de comercialização apresentou (i) no período compreendido entre julho de 2006 à março de 2007, EBITDA ajustado de R$ 229 milhões e Lucro Líquido de R$ 80 milhões e (ii) no período compreendido entre abril de 2007 à junho de 2007, EBITDA ajustado de R$ 155 milhões e Lucro Líquido de R$ 54 milhões.

171

Serviços de Valor Agregado Relacionados a Energia Elétrica

A CPFL Brasil oferece a seus clientes uma ampla gama de serviços de valor agregado relacionados à energia

elétrica. Esses serviços são concebidos para auxiliar os clientes a obter melhora da eficiência, do custo e da

confiabilidade dos serviços por eles utilizados. Os principais serviços de valor agregado relacionados a energia

elétrica prestados pela Emissora incluem:

• inspeções termográficas de equipamentos elétricos com emprego de tecnologia de infravermelho para

assegurar que os equipamentos estejam funcionando corretamente, bem como antecipar e prevenir

escassez de energia elétrica;

• utilização de novo produto Power Quality, que permite aos clientes industriais e comerciais analisarem

seus sistemas elétricos para assegurar que estejam funcionando em seu nível técnico ideal e

executando o serviço da forma mais eficiente, confiável e acessível economicamente;

• palestras e sessões de treinamento para as equipes técnicas dos clientes da Emissora sobre ampla

gama de tópicos que afetam a capacidade do cliente de utilizar e manter de maneira eficaz seus

serviços e equipamentos elétricos e

• construção de subestações e linhas de transmissão em regime de turn-key.

Nesse contexto, ainda há a construção dos sistemas de transmissão e distribuição da Portonave S.A. –

Terminais Portuários de Nevegantes, com obras orçadas em R$ 28 milhões.

Estratégia Em linhas gerais, o objetivo da Emissora é maximizar sua lucratividade por meio da manutenção da posição de

liderança no segmento de distribuição e comercialização no Brasil e da expansão de suas atividades de geração.

Em relação à distribuição de energia elétrica, a Emissora concentrará esforços na melhoria do serviço prestado

e na manutenção de baixos custos operacionais, por meio do compartilhamento de despesas entre subsidiárias

e de investimento em novos sistemas que monitorem os ativos da Emissora de forma mais eficiente, o que a

auxiliará a minimizar, ainda mais, suas perdas comerciais de energia elétrica, e a manter baixos os índices de

suas perdas técnicas.

Em sua atuação como geradora de energia, a Emissora pretende cumprir com todas as etapas para a

conclusão das seis instalações hidroelétricas em que participa e que atualmente estão em construção, as

quais, quando concluídas, aumentarão a Potência Instalada total do grupo para 2087 MW.

Consumidores livres representam um segmento crescente do mercado de energia elétrica no Brasil. Um dos

objetivos da Emissora consiste em manter seu mercado cativo. No entanto, nos casos em que enfrenta

competição, procura manter os consumidores que podem se tornar livres por meio de contratos firmados com

a CPFL Brasil ou CPFL Cone Sul, suas subsidiárias de comercialização, além de buscar atrair novos

consumidores dessa categoria fora das áreas de concessão de suas empresas de distribuição. Além disso, a

Emissora pretende fornecer parte da energia elétrica que compra no mercado aberto a outras distribuidoras, à

medida que essas oportunidades se apresentem.

172

A Emissora acredita na consolidação do setor elétrico brasileiro e vem realizando aquisições de empresas do

setor. Se ativos interessantes estiverem disponíveis em preços atraentes, a Emissora poderá fazer novas

aquisições de forma a complementar suas operações.

Investimentos Realizados

No ano de 2006, a Emissora investiu cerca de R$ 385 milhões por meio de suas subsidiárias, sendo,

respectivamente, (i) R$ 1,007 milhão pela CPFL Geração (desconsiderando-se os projetos em consórcios), (ii)

R$ 229,6 milhões pela CPFL Serra Ltda., holding da RGE e da CPFL Santa Cruz, para as quais os investimentos

foram de R$ 223,7 milhões e de R$ 5,9 milhões, respectivamente, (iii) R$ 234,718 milhões pela CPFL Paulista,

(iv) R$ 126,2 milhões pela CPFL Piratininga, e (v) R$ 4,06 milhões pela CPFL Brasil e pela CPFL Cone Sul. Até

30 de junho de 2007, a Emissora havia realizado investimentos no valor total de R$ 2,921 milhões.

Investimentos Realizados – CPFL geração

Para gerar energia a preços mais competitivos e com alto nível de qualidade, a CPFL Geração tem adotado

uma estratégia voltada a empreendimentos com ou sem parcerias. O objetivo é aumentar sua capacidade

produtiva por meio de novos aproveitamentos hidráulicos, de novas fontes de energia, da modernização e

repotenciação de usinas e da otimização do gerenciamento global de seus ativos.

A tabela abaixo indica os investimentos realizados nas usinas em operação nos anos de 2004, 2005 e 2006:


Objetivo 2004 2005 2006

(R$ mil)

Recomposição do Sistema - - -

Expansão do Sistema - - -

Infra-estrutura Operacional 134 - -

Programas Específicos ou Legislação - - -

Equipamentos ou Ferramentas - 1 -

Informática e Telecomunicações 49 319 1007

Demandas Regulatórias - - -

Semesa 549 459 237

Pessoal em Investimento - - -

Total 732 779 1.244

Até 30 de junho de 2007, os investimentos na CPFL Geração totalizavam R$ 2,504 milhões.

Investimentos Realizados - RGE

A RGE tem como política de investimentos a aplicação de recursos para a adequação de sua infra-estrutura às

necessidades de seus clientes, mantendo a qualidade do serviço prestado. Em 2006, o total de investimentos

aplicados chegou a R$ 223,7 milhões.

173

A tabela abaixo indica os investimentos realizados nos anos de 2004, 2005 e 2006:

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de Objetivo 2004 2005 2006 (R$ mil) Sistema Elétrico 99.113 159.843 209.225

Operações 77.719 146.668 167.694 Comercialização 8.450 8.652 11.069 Informática e Telecomunicações 10.066 2.327 27.935 Demanda Regulatória 2.878 2.195 2.527

Projetos Especiais 0 0 85 Logística 6.193 8.885 5.737 Outros 33.670 8.389 8.659 Total 138.976 174.117 223.706

Até 30 de junho de 2007, os investimentos realizados na RGE totalizavam R$ 93,906 milhões. Investimentos Realizados – CPFL Santa Cruz A CPFL Santa Cruz tem como política de investimentos a aplicação de recursos para a adequação de sua infra-estrutura às necessidades de seus clientes, mantendo a qualidade do serviço prestado. Em 2006, o total de investimentos aplicados chegou a R$ 5,9 milhões. Abaixo os investimentos realizados no ano de 2006:

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de Objetivo 2004 2005 2006 (R$ mil) (R$ mil) (R$ mil) Sistema Elétrico 8.261 14.302 5.923

Operações - - - Comercialização - - - Informática e Telecomunicações - - - Demanda Regulatória - - -

Projetos Especiais - - - Logística - - - Outros - - - Total 8.261 14.302 5.923

No ano de 2005, a CPFL Santa Cruz investiu R$ 2,3 milhões em projetos de eletrificação rural (16,2% do total de investimentos do sistema elétrico). Em 2006, esse investimento foi de R$ 2 milhões (35,2% do total de investimentos do sistema elétrico). Foram priorizados os investimentos na expansão do sistema elétrico, subestações, extensões de linhas de distribuição, manutenção e outras. Até 30 de junho de 2007, os investimentos na CPFL Santa Cruz totalizavam R$ 5,587 milhões. Investimentos Realizados – CPFL Paulista A CPFL Paulista tem como política realizar investimentos destinados à adequação de sua infra-estrutura às necessidades de seus clientes, mantendo os níveis de qualidade do serviço prestado. Em 2006, o volume total de investimentos realizados foi de R$ 234,718 milhões, dos quais R$ 35,8 milhões foram destinados para a expansão do sistema elétrico, para atender o crescimento do mercado, representado pela ligação de 82 mil novos clientes; e R$ 84 milhões destinados à manutenção e melhoramento do sistema elétrico, infra-estrutura operacional, sistemas de suporte à gestão e operação e para programas de pesquisa e desenvolvimento.

174

A tabela a seguir indica os volumes e a destinação dos investimentos realizados pela CPFL Paulista no ano de 2006:


Objetivo 2004 2005 2006

(R$ mil)

Atendimento ao Cliente 46.066 71.547 71.237

Suporte ao Crescimento de Mercado 8.641 16.307 35.814

Manutenção do Sistema 21.993 33.266 27.449

Melhoramento do Sistema de Elétrico 8 2.303 18.403

Infra-Estrutura Operacional 7.848 11.139 12.869

Informática e Telecomunicações 18.418 6.088 24.426

Eficiência e P&D 10.695 14.356 8.202

Pessoal em Investimento 21.141 30.515 36.317

Investimento Total 134.810 185.521 234.718

Até 30 de junho de 2007, o volume total de investimentos foi de aproximadamente R$ 155,568 milhões.

Investimentos Realizados – CPFL Piratininga

A CPFL Piratininga tem como política realizar investimento destinados a adequação de sua infra-estrutura às

necessidades de seus clientes, mantendo os níveis de qualidade do serviço prestado. Em 2006, o total de

investimentos aplicados chegou a R$ 126,2 milhões. Com a aplicação desses recursos, a CPFL Piratininga

preparou sua infra-estrutura de distribuição para suportar as alterações climáticas típicas do período de

novembro a março (temporais, ventanias e furacões) que eram os grandes responsáveis pelas falhas no

sistema de distribuição e impedir ou reduzir as ocorrências de falhas nos sistemas de subtransmissão e nas

redes de distribuição de energia.

A tabela a seguir indica os volumes e a destinação dos investimentos realizados pela CPFL Piratininga nos anos

de 2004, 2005 e 2006:


Objetivo 2004 2005 2006

(R$ mil)

Atendimento ao Cliente 23.155 28.851 28.854

Suporte ao Crescimento de Mercado 4.529 10.229 35.844

Manutenção do Sistema 11.789 18.524 9.508

Modernização do Sistema de Distribuição 5.694 2.006 12.297

Infra-Estrutura Operacional 2.068 3.873 2.778

Informática e Telecomunicações 1.554 4.383 12.598

Demandas Regulatórias 5.612 5.085 6.823

Pessoal em Investimento 9.655 15.532 17.552

Investimento Total 64.056 88.482 126.254

Até 30 de junho de 2007, o volume total investido na CPFL Piratininga foi de R$ 72,682 milhões.

175

Concorrência A Emissora é concessionária de distribuição de energia elétrica em uma grande área geográfica, compreendendo os Estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul. É ainda concessionária de geração de energia elétrica nesses mesmos estados, em Santa Catarina e em Goiás. Dentro de suas áreas de concessão, as Subsidiárias Distribuidoras da Emissora não enfrentam concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com as Subsidiárias Distribuidoras da Emissora na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como consumidores potencialmente livres. A decisão dos consumidores das Subsidiárias Distribuidoras da Emissora de se tornarem Consumidores Livres e comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar negativamente a participação de mercado da Emissora, impactando seus resultados operacionais. Segundo a lei brasileira, as concessões da Emissora podem ser renovadas apenas uma vez, desde que haja aprovação do MME ou da ANEEL e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço público tenham sido atendidos. A Emissora pretende solicitar a renovação de cada uma de suas concessões quando da sua respectiva expiração. Em virtude da discricionariedade do Poder Concedente para a renovação das concessões, a Emissora poderá enfrentar concorrência significativa 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 da Emissora. Concessões A Emissora desempenha suas atividades de geração e distribuição sob concessões outorgadas pelo Governo Federal, por meio da ANEEL. Atualmente, a Emissora é detentora das 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

021/1999 CPFL Santa Cruz São Paulo e Paraná 07 de julho de 2015

É detentora, ainda, das 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 Sul Centrais Elétricas

19 Pequenas Centrais Hidrelétricas 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

* A Emissora faz jus 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 item “ Geração de Energia Elétrica – UHE Serra da Mesa” nesta Seção.

176

Imobilizado

As principais propriedades da Emissora consistem em usinas hidrelétricas, subestações e redes de distribuição

localizadas nos Estados de São Paulo, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Goiás. O valor contábil líquido do

imobilizado total em 30 de junho de 2007 era de R$ 5.887,7 milhões. De modo geral, as instalações da

Emissora estão adequadas às suas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam. A

Emissora também tem servidões de passagem para suas linhas de distribuição, que são ativos próprios e não

revertem aos proprietários da terra quando da expiração das concessões.

Adicionalmente, a Emissora está envolvida na construção de 3 novas instalações hidrelétricas (Castro Alves; 14

de Julho e Foz do Chapecó), todas com projetos de comercialização de carbono em desenvolvimento. A

previsão de investimento total nestas instalações é de aproximadamente R$ 2.991 milhões, sendo que o

investimento da Emissora corresponderá a R$ 1.633 milhões. A Emissora ainda possui um imóvel em

Campinas, Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5, onde se localiza a sede da CPFL Paulista e CPFL Piratininga, em

um terreno de 81.254,15 m2, com área construída de 44.809,05 m2.

De acordo com a lei, alguns dos imóveis e instalações essenciais para o cumprimento das obrigações da

Emissora, nos termos dos Contratos de Concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos

a quaisquer credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL.

Apesar de outorgar concessões para a construção de usinas hidrelétricas, 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 afetados.

Uma vez que tenha conduzido tais negociações, a concessionária pode solicitar a emissão de um decreto de

desapropriação à ANEEL. A ANEEL estuda a solicitação e verifica 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 concessionária 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.

Adicionalmente, a Emissora está envolvida na construção de três novas instalações hidrelétricas (Castro Alves,

14 de Julho e Foz do Chapecó). A previsão de investimento total nessas instalações é de aproximadamente R$

2.991 milhões, sendo que o investimento da Emissora corresponderá a R$ 1.633 milhões.

Programas Ambientais A Emissora atua permanentemente na gestão dos impactos de suas atividades sobre o meio ambiente. Com

seu planejamento estratégico voltado ao crescimento, eficiência operacional e sustentabilidade dos negócios, a

Emissora aprimora essas práticas de gestão de acordo com os padrões internacionais que regem seu Sistema

de Gestão Integrado-SGI, tendo seus processos estratégicos certificados nas normas ISO 9001 (de Qualidade),

ISO 14001 (de Gestão Ambiental), OHSAS 18001 (de Segurança do Trabalho e Saúde Ocupacional) e SA 8000

(Responsabilidade Social). As avaliações destes processos ocorrem de forma sistemática por meio de

verificações e auditorias externas realizadas por organismos internacionalmente reconhecidos.

177

O compromisso da Emissora com o desenvolvimento sustentável não se limita ao cumprimento das diretrizes

dessas normas. Ao tornar-se signatária do Pacto Global da ONU, em 2004, a Emissora assumiu também o

compromisso de agir com responsabilidade junto à sociedade com a qual interage, buscando contribuir para o

crescimento da justiça social e da proteção ao meio ambiente. Neste sentido, diversos programas e ações

sócio-ambientais são desenvolvidos na área de atuação da Emissora.

Na gestão de materiais, o Programa de Gerenciamento de Resíduos - que estabelece normas de

armazenamento, transporte e destinação de itens como lâmpadas de iluminação pública e equipamentos com

óleos isolantes - juntamente com o Processo de Cadeia Reversa, que recupera parte dos materiais retirados da

rede de distribuição e linhas de transmissão, reduzem custos e consumo de recursos naturais.

Tendo consciência de que o aquecimento global é um dos temas mais importantes da atualidade, não somente

para governos e empresas, mas para toda a sociedade, as empresas do grupo CPFL desenvolvem ações que

buscam contribuir para a redução da emissão dos gases causadores do efeito estufa. São exemplos o projeto-

piloto de utilização de veículos elétricos, os projetos de co-geração de energia e o Programa de Repotenciação

de Pequenas Centrais Hidrelétricas- PCH’s. Este último, por aderir aos princípios do Mecanismo de

Desenvolvimento Limpo, ao aumentar a capacidade de geração de energia elétrica sem causar impacto

ambiental adicional, permitiu que a CPFL comercializasse Certificados de Emissões Registrados - CER’s,

segundo as regras do Protocolo de Kyoto.

O Programa de Eficiência Energética promove ações para uso racional de energia elétrica na iluminação

pública, em serviços, praças e prédios públicos, além de desenvolver os seguintes programas: CPFL nas

Escolas, Educativo junto a Clientes de Baixa Renda, Gestão Energética Municipal e Doação de Lâmpadas

Fluorescentes.

Os projetos de Pesquisa e Desenvolvimento, conduzidos de forma conjunta entre a Emissora, instituições de

pesquisa e empresas de base tecnológica, geram benefícios ambientais, por eliminar ou reduzir ou tratar

resíduos, economizar energia e aumentar a eficiência energética. A Emissora desenvolve projetos de P&D

relacionados a: novas tecnologias em madeira aplicadas à fabricação de cruzetas; gaseificador para geração

de energia elétrica a partir de biomassa; convivência de redes de energia e vegetação; sistemas de geração

distribuída residencial; e o “Transformador Verde”, que utiliza óleo isolante vegetal 100% biodegradável em

vez de óleo mineral.

Além de cumprir as exigências legais decorrentes do processo de licenciamento ambiental de seus

empreendimentos, as empresas da Emissora desenvolvem diversas iniciativas, com destaque para:

• Arborização Urbana: doação de mudas de espécies arbóreas aos municípios das áreas de atuação das

empresas de distribuição de energia do grupo. Para tanto, a empresa possui dois viveiros de mudas,

onde são produzidas mais de 160 mil mudas por ano.

• Educação Ambiental: disseminação dos conceitos de conservação ambiental em projetos específicos,

como o realizado em parceria com a Associação Barco Escola da Natureza, que treinou 18 mil pessoas

em 2006. Da mesma forma, utilizam-se das visitas feitas por estudantes de diversas faixas etárias às

Pequenas Centrais Hidrelétricas- PCH’s- da empresa para esclarecer sobre os diferentes aspectos

ambientais que envolvem a construção de usinas hidrelétricas, com ênfase na conservação dos

recursos hídricos e geração de energia hidrelétrica.

178

• Conservação da Ictiofauna: por meio do repovoamento de rios e reservatórios, operação de sistemas de transposição de peixes e reflorestamento ciliar, a Emissora colabora na conservação e a na preservação da Ictiofauna das bacias hidrográficas em que estão localizadas as suas PCH’s. Para este fim, a empresa mantém uma estação de piscicultura no município de Pedreira-SP.

Na geração de energia por meio de grandes Usinas Hidrelétricas, a construção de barragens e a conseqüente formação de reservatórios provocam diversas alterações nos meios físico, biótico e socioeconômico da região onde estão implantadas. Em conseqüência, cabe aos empreendedores a responsabilidade pela adoção de um conjunto de ações sócio-ambientais para mitigação e compensação destes impactos, as quais são acompanhadas pelos órgãos ambientais competentes, por meio do processo de licenciamento ambiental. Nos empreendimentos hidrelétricos nos quais a Emissora tem participação, destacam-se as seguintes ações: • Participação em fundos de desenvolvimento regional, apoiando iniciativas de empreendedorismo

voltadas às vocações da região, buscando gerar oportunidades de emprego e aumento de renda, citando-se como exemplo os fundos das regiões das UHE’s Campos Novos e Serra da Mesa.

• Adequação da infra-estrutura dos municípios da área de influência dos empreendimentos, com

reforma e construção de escolas, postos de saúde, estradas e instalações diversas, entre outras atividades.

• Implantação de Reassentamentos Rurais Coletivos e Assistência técnica e social às populações

remanejadas, com acompanhamento das crianças pelo Programa de Saúde da Família, a doação de máquinas e equipamentos agrícolas, a inclusão social das famílias reassentadas nas novas comunidades, a diversificação das produções agrícolas.

• Conservação da Biodiversidade, por meio de Programas Ambientais como o monitoramento e

conservação de fauna e flora, a restauração florestal do entorno dos reservatórios, a aplicação de recursos para implantação e consolidação de Unidades de Conservação da Natureza.

Além de recursos aplicados na melhoria de processos de gestão interna e de sua cadeia de valor, as iniciativas da Emissora voltadas à sustentabilidade sócio-ambiental tiveram investimentos da ordem de R$47,9 milhões em 2006. Certificações O sistema integrado de gestão da Emissora envolve todas as atividades das Subsidiárias e desenvolve periodicamente auditorias internas e externas, além de estar comprometido com padrões de qualidade, meio-ambiente, saúde, segurança e responsabilidade social. Destacam-se as seguintes práticas: • Manutenção das certificações 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 Emissora 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.

179

Destacam-se as seguintes certificações:

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”; e

• “Operação do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica” (Centro de Operação).

- 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”.

CPFL Paulista

- Gestão da Qualidade ISO 9001:00 para o escopo: “Serviço de Teleatendimento para Consumidores de

Energia Elétrica” (Call Center).

- Certificações ISO 9001:2000 para Gestão da Qualidade, SA 8000 para: Gestão da Responsabilidade Social e

OHSAS 18001:99 para o Processo de Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica.

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;


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 Elétrica”;

- Gestão Ambiental ISO 14001:96 para o escopo “Geração Hidráulica de Energia Elétrica” para todas as 19

Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs;

180


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 detêm a certificação SA 8000, o que as torna as únicas no mundo

certificadas nos quatro padrões normativos: ISO 9001 e 14001, OHSAS 18001 e SA 8000, em 20 de maio de

2004.

CMS Energy

A CMS Energy, por meio de suas distribuidoras, foi premiada com o Índice Aneel de Satisfação do Consumidor

em três categorias: Brasil, Regional de 30.000 a 400.000 clientes e Regional até 30.000 clientes.

Seguro

A Emissora mantém para suas subsidiárias seguros contra prejuízos decorrentes de incêndios, raios,

explosões, curtos-circuitos em suas subestações, usinas, edificações e instalações. Nas usinas, os geradores e

turbinas são segurados contra incêndios, raios, explosões, curtos-circuitos e quebra de máquinas. A Emissora

não possui cobertura de seguro contra risco de interrupção das operações comerciais, pois acredita que o risco

de interrupção de grandes proporções é remoto, não justificando assim dispêndio com prêmios de seguros.

Para garantir reembolso de possíveis despesas com danos causados à terceiros, nas operações de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, é contratada apólice de Seguro de Responsabilidade Civil

Operações

A Emissora, além de corpo técnico próprio para gestão de seguros e riscos, conta com consultoria externa

especializada, de modo a manter uma “Política de Seguros” adequada, e adotar as melhores práticas para

administração dos seguros contratados.

Em 2006, as despesas da Emissora com seguros totalizaram R$ 4,4 milhões a título de prêmio de seguro.

Propriedade Intelectual

As atividades da Emissora não dependem de patentes. A marca mais relevante que registrada em nome da

Emissora é sua logomarca. As demais marcas de titularidade da Emissora não são relevantes para suas atividades.

Em outubro de 2005, a Emissora protocolou no INPI pedido de registro de sua marca “CPFL Energia”, processo

ainda não finalizado.

Responsabilidade Social

A Emissora acredita e estimula seus colaboradores a se conscientizarem da responsabilidade social e que cada

um deles é responsável pelo desenvolvimento e pela sustentabilidade dos negócios. Dessa forma, empenha-se

em fazer com que cada colaborador considere sempre os impactos econômicos, sociais e ambientais de todas

as suas ações nos públicos com que se relaciona.

181

Entre as ações realizadas em 2006, com o objetivo de incorporar as questões relacionadas à sustentabilidade e à

Responsabilidade Corporativa nas atividades cotidianas da empresa e das comunidades próximas, destacam-se:

• Implantação do Código de Ética adaptado à Lei Sarbanes-Oxley;

• Implantação da Estratégia 6 Sigma;

• Implantação do Programa CPFL de Revitalização das Santas Casas e Hospitais Beneficentes;

• Formalização de Parceria com o Instituto Akatu para consumo consciente;

• Ampliação da Parceria com a Associação Barco Escola da Natureza por meio do patrocínio ao projeto

Jovem Cidadão, direcionado a adolescentes;

• Desenvolvimento do Projeto Responsabilidade Social Empresarial, em parceria com o Instituto Ethos;

• Programa de Arborização Urbana – implementação de novo viveiro de mudas na região Oeste do

Estado de São Paulo;

• Aprovação do Projeto Redes de Energia e a Vegetação.

Empregados

Em 30 de junho de 2007, a Emissora, possuía 6.265 empregados em regime de tempo integral. A média de

empregados em 2004, 2005 e 2006, era de, respectivamente, 5.504, 5.785 e 5.841. Em 30 de junho de 2007, a

Emissora, contabilizava R$ 66.793 mil em contingências trabalhistas. A tabela a seguir apresenta o número de

empregados, bem como a classificação dos empregados segundo a categoria de atividade, nas datas indicadas, em

cada uma das áreas de atuação.

Em 30 de junho de Em 31 de dezembro de

2007 2006 2005 2004

Distribuição ............................... 5.215 4.790 4.661 4.531

Geração .................................... 238 226 195 114

Comercialização ......................... 215 183 177 33

Administração............................ 597 637 805 839

Total .................................. 6.265 5.836 5.838 5.517

Com a finalidade de melhorar ainda mais sua eficiência operacional, sua produtividade e a qualidade dos

serviços, o grupo investiu no desenvolvimento profissional de seus empregados por meio de cursos técnicos,

seminários, workshops e treinamento especializado. Em 2006, a Emissora proporcionou mais de 649.761 horas

de treinamento, representando uma média de 111,25 horas de treinamento por empregado.

Dentre os principais programas de treinamento e desenvolvimento, ressaltam-se os seguintes:

• CPFL Padrão, referente às operações padrão e programa de segurança para procedimentos e

ferramentas relacionadas a tarefas cumpridas pelos técnicos da Emissora;

• 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 32 cursos para

os empregados por meio da internet e da intranet; e

• Requalificação Profissional, também voltada para o desenvolvimento pessoal, sendo que a Emissora

contribuiu com 1% da sua folha para iniciativas individuais, concebidas para fortalecer as habilidades

técnicas dos empregados da Emissora.

182

Segurança no trabalho é um dos valores da Emissora e sua maior prioridade em termos de gestão de pessoal. Em 2006, a Emissora dedicou mais de 55.207 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 reflete-se na baixa taxa de freqüência de acidentes que resultam na ausência do empregado. A maioria dos empregados das empresas do Grupo CPFL é associada aos sindicatos, com os quais foram firmados acordos coletivos. Esses acordos são negociados anualmente com os treze principais sindicatos representantes das diversas categorias profissionais dos empregados do Grupo. Em geral, aumentos de salário são concedidos anualmente. A Emissora mantém relações cordiais com os sindicatos e reconhece a sua representatividade junto aos empregados. Para a CPFL Paulista, Brasil e Geração existe um Conselho de Representantes dos Empregados, cujos membros são eleitos pelos colaboradores. O Conselho é um canal de comunicação entre os empregados e a administração da Emissora. O Presidente desse órgão possui assento e voto no Conselho de Administração. Na CPFL Piratininga, é garantido um lugar no Conselho de Administração para um representante dos colaboradores, que é eleito através de votação de seus representados. A Emissora proporciona vários benefícios aos seus empregados. O mais significativo deles é o patrocínio da Fundação CESP, em parceria com outras quinze empresas provedoras, que administra os benefícios de aposentadoria e saúde oferecidos aos seus empregados (exceto para a RGE e Santa Cruz). Todos os empregados das Empresas são elegíveis para o programa, sendo que 98% são optantes pelo plano de previdência, que é composto em grande parte de contribuições da empresa, e 99% são optantes pelos planos de saúde, com participação da empresa de 70% no custeio das despesas de assistência médico-hospitalar. Outros benefícios são oferecidos, em linha com as melhores práticas do mercado. Abaixo, seguem os tópicos de administração de assistência médico-hospitalar das empresas RGE e Santa Cruz: RGE Auto Gestão – Senergisul Todos colaboradores são elegíveis (adesão obrigatória nos primeiros 90 dias da admissão) Sistema de credenciamento Co-participação do Empregado (nas mensalidades) Empresa custeia de 60% até 85% das despesas gerais do programa, conforme faixa salarial Ampla rede credenciada Extensivo aos dependentes CPFL Santa Cruz UNIMED Todos colaboradores são elegíveis (adesão obrigatória) Sistema de credenciamento Co-participação do Empregado (percentual do salário e parcela fixa) Empresa custeia 60% das despesas gerais do programa Ampla rede credenciada Extensivo aos dependentes

183

Abaixo, seguem os tópicos de administração de previdência das empresas RGE e CPFL Santa Cruz:

RGE

RGE PREV – é o plano de previdência complementar da RGE, administrado pela Bradesco Vida e Previdência.

Contribuição: - parte participante – de acordo com faixa salarial

- parte empresa – 150% da contribuição básica do participante.

- Quantidade de participantes : 1.059

CPFL Santa Cruz

Hoje é administrado pela FUNSEJEM, entidade fechada d previdência complementar. Este plano está em

processo de transferência para BB Previdência, que passará a gerir o plano previdenciário.

Em conformidade com a legislação e com a política de remuneração da Empresa, os empregados são elegíveis

para o programa de participação nos lucros ou resultados. O Conselho de Administração e os acionistas

aprovam a verba destinada para custear o programa, e esses recursos são incluídos no orçamento anual. Além

disso, a Empresa desenvolveu metas de produtividade e desempenho em conjunto com os sindicatos. Essas

metas precisam ser cumpridas em, no mínimo, 70% para que seja efetuado provisionamento integral dos

recursos ao programa. Em 2006, a Emissora reservou R$ 32.622 mil para seu Programa de Participação nos

Lucros ou Resultados.

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. O sistema de avaliação de desempenho foi

concebido também para avaliar competências essenciais, permitindo que a Empresa possa acompanhar e

incentivar o desenvolvimento de seus empregados.

184

CONTRATOS RELEVANTES

Contratos Relevantes Financeiros

Emissora (i) Notas Promissórias

Em 17 de maio de 2007, a CPFL Energia celebrou com o Banco Citibank e com o BB Banco de Investimento

um contrato de distribuição pública, sob regime de garantia firme de colocação de Notas Promissórias

Comerciais em sua 4ª Emissão. Foram emitidas 39 (trinta e nove) Notas Promissórias, com o valor nomina

unitário de R$ 11.250 mil (onze milhões e duzentos e cinqüenta mil reais), perfazendo o montante de R$

438.750 mil (quantrocentos e trinta e oito milhões e setencentos e cinqüenta mil reais), sendo destinado à

esta Emissão de Debêntures. As Notas Promissórias serão remuneradas à taxa de 101,90% (cento e um

inteiros e noventa centésimos por cento) da taxa média diária da Taxa DI, expressa no forma anual, abse 252

(duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculada e divulgada diariamente pela Câmara de Custódia e

Liquidação “CETIP”. A Remuneração será calculada de forma exponenecial e cumulativa, pro rata tempore, por

dias úteis decorridos, desde a Data de Emissão até a Data de Vencimento. Notas Promissórias têm prazo de

vencimento de 180 (centos e oitenta) dias corridos a contar da Data de Emissão (sendo cada data de

vencimento de Notas Promissórias uma “Data de Vencimento”, obrigando-se a Emissora a proceder o resgate

das mesmas em circulação, realizando o pagamento do Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração. Em

30 de junho de 2007, o saldo devedor deste contrato era de R$ 440.554 mil.

(ii) Empréstimos em Moeda Estrangeira

Em 12 de junho de 2007, a CPFL Energia assumiu a captação de recursos em moeda estrangeira na modalidade

Resolução CMN 2.770 Swapada, por meio de Termo de Assunção de Dívida, ao incorporar a Nova 4. foram

captados R$ 200.000 mil em 27 de abril de 2007, com vencimento em 16 de setembro de 2009, ao custo de

5,778% ao ano acrescido de variação cambial de Iene. Para mitigar os riscos de variação cambial, foi realizado

hedge por meio de swap Iene x CDI trocando-se, assim, o indexador do contrato de 5,778% ao anos por 103,5%

da Taxa DI no período. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor deste contrato era de R$ 176.714 mil.

CPFL Paulista (i) Fundação CESP

Em 31 de outubro de 1997, a CPFL Paulista celebrou com a Fundação CESP um contrato de ajuste de reservas

matemáticas do Plano de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seus empregados. Atualmente,

vigora para os empregados um Plano de Benefícios Suplementar Proporcional Saldado e um Plano de

Benefícios Misto. Com a modificação do Plano Previdenciário em setembro de 1997, foi reconhecida a

obrigação referente ao défict do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser

liquidada em 260 parcelas, que vêm sendo amortizadas mensalmente, acrescida de juros de 6% ao ano e

correção pelo IGP-DI. Por meio de aditivo contratual, celebrado com a Fundação CESP em 25 de julho de

2006, os prazos de pagamento sofreram alteração para 175 parcelas mensais e 14 parcelas anuais, tendo

como referência a data base de 31 de dezembro de 2005, com vencimento final em 31 de julho de 2020. O

saldo da obrigação em 30 de junho de 2007 era de R$ 569.034.

185

(ii) Banco do Brasil Em 07 de abril de 1994, a CPFL Paulista celebrou com o Banco do Brasil, com a interveniência - garantidora do Estado de São Paulo, um contrato de confissão de dívida, pelo qual a Emissora confessa dever à União o montante de CR$ 20.420.782 mil referente aos encargos previstos nos contratos originais celebrados com as Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobrás, cujos direitos creditórios foram adquiridos pela União. Sobre o referido empréstimo incidirão juros de 7,42% ao ano, pagáveis mensalmente incidindo ainda, sobre o saldo devedor corrigido mensalmente pela variação do IGP-M, taxa de administração de 0,1% ao ano, devida mensalmente e paga ao Banco do Brasil. A amortização será realizada em 240 parcelas mensais, vencendo-se a primeira em 01 de maio de 1994. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor deste contrato era de R$ 49.617 mil. (iii) Eletrobrás Em 30 de dezembro de 1997, a CPFL Paulista contratou uma linha de crédito no valor de R$ 3.531 mil junto à Eletrobrás, para cobertura de parte dos custos de Programa de Obras de Transmissão. Sobre o valor do financiamento incidirão juros à taxa de 8,5% ao ano, devidos no dia 30 de cada mês, além de taxa de administração de 2% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata temporis sobre o saldo devedor corrigido. O principal do financiamento deverá ser pago em 120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, a partir do encerramento do prazo de carência, de 12 meses contados da data de assinatura do contrato. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido contrato era de R$ 543 mil, estando encerrado o prazo para tomada de empréstimos pela CPFL Paulista com base nesta linha de crédito. Em 22 de dezembro de 1998, a CPFL Paulista contratou um financiamento, no valor de R$ 4.280 mil, para a construção de 5 linhas de transmissão e 9 subestações, remunerado à taxa de juros de 7% ao ano, vencíveis e pagos no dia 30 de cada mês além de taxa de administração de 2% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata temporis sobre o saldo devedor corrigido. O montante de principal tem carência de 15 meses, contados a partir da data de liberação da primeira parcela do contrato ou 3 meses após o encerramento do crédito, o que ocorrer antes. O saldo devedor será pago ao término da carência em 120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencendo a primeira no dia 30 do mês subseqüente ao do término da carência. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor deste contrato era de R$ 976 mil, estando encerrado o prazo para tomada de empréstimos pela CPFL Paulista com base nesta linha de crédito. Em 12 de maio de 2000, a CPFL Paulista celebrou um contrato no valor de R$ 3.600 mil para financiamento de seu programa de eletrificação rural, que integra o Programa de Eletrificação Rural do Ministério das Minas e Energia. Sobre o referido empréstimo incidirão juros de 5% ao ano, pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, em que tais montantes serão incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido, taxa de administração de 1% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata temporis. A amortização será realizada em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor deste contrato era de R$ 181 mil. Em 05 de novembro de 2002, a CPFL Paulista celebrou com a Eletrobrás um contrato de financiamento no valor de R$ 8.745 mil para o financiamento de até 75% dos custos diretos de seu programa de eletrificação rural, que integra o Programa de Eletrificação Rural “Luz no Campo”, do Ministério das Minas e Energia. Sobre o saldo devedor do referido financiamento incidem juros de 5% ao ano pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata tempore. Em regra, findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas, tendo a primeira parcela sido paga em 30 de novembro de 2006. Como garantia do fiel cumprimento de suas obrigações, a CPFL Paulista vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 2.606 mil.

186

Em 08 de junho de 2004, a CPFL Paulista celebrou com a Eletrobrás um contrato de financiamento, que foi

aditado em 10 de outubro de 2005, no valor de R$ 9.347 mil, sendo R$ 1.438 mil provenientes da Conta de

Desenvolvimento Energético – CDE e o restante proveniente da Reserva Global de Reversão – RGR, para

financiamento de até 73,7% dos custos diretos das obras de seu Programa de Eletrificação Rural, que integra

o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica (Luz para Todos) do Ministério das Minas e

Energia. Sobre o saldo devedor referente à parcela de recursos provenientes da RGR incidem juros de 5% ao

ano pagáveis mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, período em que tais montantes

foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro

rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano,

devida mensalmente e calculada pro rata tempore. Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em

120 parcelas mensais, iguais e sucessivas, a primeira parcela a ser paga em 30 de agosto de 2006. Como

garantia do fiel cumprimento de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada

por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não

pagos. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 2.583 mil.

Em 04 de agosto de 2004, a CPFL Paulista celebrou com a Eletrobrás um contrato de financiamento no valor

de R$ 9.093 mil, para o financiamento de até 75% do custo total de seu Programa de Melhoria do Sistema de

Iluminação Pública – RELUZ, que visa à modernização de 100.000 mil pontos de iluminação pública. Sobre o

saldo devedor do financiamento em questão incidem juros de 5% ao ano, devidos mensalmente, exceto

durante o prazo da carência de 18 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo

devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de

correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,5% ao ano, devida mensalmente e

calculada pro rata tempore. Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 48 parcelas mensais,

iguais e sucessivas, vencida a primeira parcela em 30 de julho de 2006. Como garantia do fiel cumprimento de

suas obrigações, a CPFL Paulista vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por

instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos. Em 30 de junho de

2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 757 mil.

(iv) BNDES

Em 22 de fevereiro de 1999, a CPFL Paulista assumiu junto ao Banco Bradesco S.A. e ao Banco Votorantim

S.A., na qualidade de agentes financeiros do BNDES, uma linha de crédito, por meio de uma Nota de Crédito

Comercial, no valor de R$ 187.503 mil, dividido em dois subcréditos “A” e “B”, para o programa de

investimentos na expansão e modernização de suas subestações, linhas de transmissão, e distribuição de

energia elétrica, bem como reorganização empresarial para os anos de 1998, 1999 e 2000. O Subcrédito “A”,

no valor de R$ 119.365 mil, tem carência de 18 meses estando encerrado o prazo para a tomada de

empréstimos deste Subcrédito e o Subcrédito “B”, no valor de R$ 68.138 mil tem carência de 30 meses tendo

a CPFL Paulista tomado, até 31 de março de 2001, R$ 93.903 mil deste contrato de empréstimo. Sobre o valor

do empréstimo incidirão juros à taxa de 3,25% acima de TJLP. O Subcrédito “A” será amortizado em 78

parcelas mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira no dia 15 de outubro de 2000. O Subcrédito “B” será

também amortizado em 78 parcelas mensais e sucessivas, vencendo-se a primeira no dia 15 de outubro de

2001. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 5.093 mil.

187

Em 07 de fevereiro de 2002, a CPFL Paulista assumiu junto ao BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e

Excepcional de Apoio Financeiro às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica

(RTE e Parcela A), com base na Medida Provisória nº. 14, de 21 de dezembro de 2001 e na Resolução nº. 90,

de 21 de dezembro de 2001, da Câmara de Gestão da Crise Energia Elétrica - GCE, um crédito de R$ 719.125

mil para suprir a insuficiência de recursos da CPFL Paulista em decorrência da redução de receita ocorrida

durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia. Sobre o valor do

empréstimo incidirão juros à taxa de 1,00% acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários

apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC. Os juros serão calculados dia a dia pelo

sistema proporcional e pagos a partir de 15 de março de 2002 juntamente com as prestações do principal. O

pagamento de R$ 567.366 mil, se dará em 62 parcelas mensais e consecutivas vencendo-se a última em 15 de

abril de 2007, e R$ 151.758.823,50 serão pagos em 13 prestações mensais e consecutivas, vencendo-se a

última em 15 de maio de 2008. Para pagamento de tais parcelas o instrumento estabeleceu um mecanismo de

garantia de pagamento, que estipula que toda a receita obtida com a arrecadação da CPFL Paulista, será

transferida para uma conta arrecadadora, até que os valores transferidos perfaçam 5,55% do faturamento

mensal da CPFL Paulista. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 298.223

mil.

Em 08 de abril de 2005, a CPFL Paulista, o Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., o Banco Itaú BBA

S.A., o Banco Alfa de Investimento S.A., na qualidade de agentes financeiros do BNDES, e o BNDES,

celebraram um Contrato de Abertura de Crédito para Financiamento Mediante Repasse Contratado com o

BNDES, por meio do qual foi disponibilizado para a Emissora uma linha de crédito no valor de R$ 240.855,9

mil, dividido em dois subcréditos, “A” e “B”, para o programa de investimentos na expansão e modernização

do sistema elétrico da Emissora para período de 2004 a 2006. O Subcrédito “A”, no valor de R$ 148.499,1 mil,

destina-se a gastos com a aquisição de obra, materiais e serviços e o Subcrédito “B”, no valor de R$92.356,8

mil, destina-se a gastos com a aquisição de equipamentos nacionais cadastrados na Agência Especial de

Financiamento Industrial - FINAME. Do valor total do contrato já foi liberado a CPFL Paulista o montante de R$

197.358 mil, sendo que o saldo remanescente poderá ser utilizado até 15 de dezembro de 2006, data na qual

também se encerra o prazo de carência para o pagamento do principal. Sobre o valor do empréstimo incidirão

juros à taxa de 5,4% acima de TJLP, incluído o spread de risco dos agentes de 1,4%. Os juros serão pagos

trimestralmente, no dia 15 dos meses de janeiro, abril, julho e outubro de cada ano, até 15 de dezembro de

2006. A partir de 15 de janeiro de 2007, inclusive, os juros serão pagos mensalmente, juntamente com as

parcelas de amortização do principal. O valor principal dos Subcréditos “A” e “B” deverão ser amortizados em

48 meses, sendo o pagamento da primeira parcela devido em 15 de janeiro de 2007 e o da última em 15 de

dezembro de 2010. Este contrato é garantido pela fiança da Emissora e pela vinculação de uma parcela da

receita CPFL Paulista proveniente da prestação de serviços de energia elétrica, em valor equivalente a 1,3 (um

inteiro e três décimo) vezes do valor corresponde ao serviço da dívida. Em 30 de junho de 2007, o saldo

devedor do referido empréstimo era de R$ 221.651 mil.

Em 21 de junho de 2007, a Emissora, Banco do Brasil S.A., na qualidade de agente financeiro do BNDES, e o

BNDES, celebraram um Contrato de Abertura de Crédito para Financiamento Mediante Repasse Contratado

com o BNDES, por meio do qual foi disponibilizado para a Emissora uma linha de crédito no valor de R$

156.543 mil, dividido em dois subcréditos, “A” e “B”, para o programa de investimentos na expansão e

modernização do sistema elétrico da Emissora para período de novembro de 2006 a novembro de 2007. O

Subcrédito “A”, no valor de R$ 131.082 mil, destina-se a gastos com a aquisição de obra, materiais e serviços

e o Subcrédito “B”, no valor de R$ 25.461 mil, destina-se a gastos com a aquisição de equipamentos nacionais

cadastrados na Agência Especial de Financiamento Industrial - FINAME. Do valor total do contrato já foi

188

liberado a CPFL Paulista o montante de R$ 71.587 mil, sendo que o saldo remanescente poderá ser utilizado

até 15 de dezembro de 2007, data na qual também se encerra o prazo de carência para o pagamento do

principal. Sobre o valor do empréstimo incidirão juros à taxa de 3,3% acima de TJLP, incluído o spread de

risco dos agentes de 0,5%. Os juros serão pagos trimestralmente, no dia 15 durante o período de carência,

compreendido entre 15/06/2007 a 15/12/2007. A partir de 15 de janeiro de 2008, inclusive, os juros serão

pagos mensalmente, juntamente com as parcelas de amortização do principal, e no vencimento ou liquidação

do contrato de repasse. Este contrato é garantido pela fiança da Emissora e pela vinculação de uma parcela da

receita CPFL Paulista proveniente da prestação de serviços de energia elétrica, em valor equivalente a 1,3 (um

inteiro e três décimo) vezes do valor corresponde ao serviço da dívida. Em 30 de junho de 2007, o saldo

devedor do referido empréstimo era de R$ 71.754 mil.

(v) Banco do Brasil

Em 04 de novembro de 1997, a CPFL Paulista celebrou com o Banco do Estado de São Paulo, com a

interveniência do Banco do Brasil S.A., um contrato de confissão de dívida, pelo qual a Emissora confessa

dever à União o montante de R$ 56.712 mil, equivalentes, em 15 de outubro de 1997, a US$ 51.603 mil, valor

correspondente a obrigações externas decorrentes de contratos de empréstimos de médio e longo prazo junto

a credores internacionais. As obrigações são divididas em (a) Bônus de desconto, remunerados à taxa LIBOR

semestral acrescida de 13/16 de 1% ao ano, pagáveis em parcela única em 11 de abril de 2024; (b) Bônus ao

Par, remunerados a taxas que variam de 4% ao ano no primeiro ano a 6% ao ano no trigésimo ano, pagáveis

em parcela única, em 11 de abril de 2024; (c) Bônus de Redução temporária dos juros, remunerados a taxas

que variam de 4% no primeiro ano a 5% no sexto ano, acrescidos de LIBOR semestral e spread de 13/16 de

1% ao ano, pagáveis em 13 parcelas semestrais iguais, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 2003 e a

última em 10 de abril de 2009, (d) Bônus e capitalização, remunerados a taxas que variam de 4% ao ano, no

primeiro ano e 8% ao ano a partir do sétimo ano, tendo sido a diferença entre a taxa inicial e a taxa de 8%

capitalizada e incorporada ao principal do titulo, de uma só vez em 2001, sétimo ano de sua vigência, sendo

pagáveis em 21 parcelas semestrais iguais, vencendo-se a primeira em 10 de abril de 2004 e a última em 10

de abril de 2014, (e) Bônus de conversão da dívida remunerados a taxa LIBOR semestral acrescida de spread

de 7/8 de 1% ao ano, pagáveis em 17 parcelas semestrais iguais, vencendo- se a primeira em 10 de abril de

2004 e a ultima em 12 de abril de 2012, (f) Bônus de dinheiro novo, remunerado a taxa LIBOR semestral,

acrescida de spread de 7/8 de 1% ao ano, pagáveis em 17 parcelas semestrais iguais, vencendo-se a primeira

em 11 de abril de 2001 e a última em 10 de abril de 2009, e (g) Bônus de juros atrasados, acrescido de LIBOR

semestral mais spread de 13/16 de 1% ao ano pagáveis em 19 parcelas semestrais consecutivas, observados

os seguintes percentuais calculados sobre o principal 1% nas 7 primeiras parcelas, 5% na oitava parcela e 8%

nas demais parcelas. Os juros de financiamentos são devidos semestralmente em abril e outubro de cada ano,

considerada vencida a primeira parcela em 12 de outubro de 1994 e vencendo-se a última parcela juntamente

com a parcela final do respectivo Bônus. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor dos empréstimos acima era

de R$ 70.030 mil.

Em 29 de setembro de 2006, a CPFL Paulista contratou um empréstimo junto ao Banco do Brasil, que consiste

em um repasse nos termos da Resolução CMN n.° 2.770, de 30 de agosto de 2000. O crédito é representado

por uma Nota de Crédito Comercial, no valor de R$ 160.0 milhões, correspondente naquela data a ¥

8.599.838.753 (oito bilhões, quinhentos e noventa e nove milhões, oitocentos e trinta e oito mil, setecentos e

cinqüenta e três ienes). O valor do empréstimo está sujeito à correção cambial diária pela variação do iene, a

partir da data de liberação dos recursos, considerando-se a taxa cambial de venda desta moeda. Sobre os

saldos diários do empréstimo, devidamente corrigidos, incidirão juros à taxa de 5,778% (cinco inteiros, sete

189

mil, setecentos e setenta e oito décimos de milésimo por cento) ao ano, com base em um ano de 360 dias. O

valor principal e os juros deverão ser integralmente pagos em 11 de setembro de 2009. Os recursos desse

empréstimo foram destinados ao reforço do caixa da Emissora. Tendo em vista que o valor de principal e juros

é indexados à variação cambial, com a finalidade de diminuir sua exposição às flutuações da moeda, a

Emissora contratou uma operação de swap, por força da qual a taxa final de remuneração do repasse passou

a ser de 103,5% (cento e três inteiros e cinco décimos por cento) do CDI. Em 30 de junho de 2007, o saldo

devedor do empréstimo acima era de R$ 140.623 mil.

RGE

(i) Contratos de Repasse de Empréstimos do BNDES

Em 18 de agosto de 1999, a RGE firmou dois contratos de abertura de crédito mediante repasse de

empréstimo contratado com o BNDES, no valor total de R$ 87,5 milhões, pelo prazo de 96 meses, destinados

ao investimento plurianual da RGE em sistemas de transmissão, distribuição, informática, telecomunicações e

subestações, objetivando redução de perdas e melhoria desses serviços (“Contratos BNDES”). No segundo

trimestre de 2002 foram firmados outros dois contrato na modalidade FINAME automático no valor de R$ 0,8

milhão.

Em garantia, a RGE vinculou o fluxo de recebimento dos pagamentos de faturas de serviços de energia

elétrica, em valor equivalente a 140% do valor das prestações de amortização do principal e acessório

vencíveis em cada período, para conta-corrente vinculada, aberta em nome da RGE na CEF. A CEF atua como

banco mandatário desses recebíveis, nos termos de Contrato de Cobrança e Depósito firmado entre RGE, CEF

e outros, em 18 de agosto de 1999. Por disposição contratual, os recursos depositados na conta vinculada

serão transferidos automaticamente para conta de livre movimentação da RGE, salvo na hipótese de

inadimplemento das obrigações junto aos agentes e ao BNDES. Em tal caso, os recursos mantidos na conta

vinculada poderão ser transferidos para conta-corrente dos agentes do repasse, que os utilizarão para

amortizar principal e encargos dos empréstimos.

Em 23 de dezembro de 2002, a RGE firmou contrato de financiamento mediante abertura de crédito com o

BNDES, no valor total de R$ 9,6 milhões, pelo prazo de 60 meses, destinados a suprir parte da insuficiência de

recursos da RGE decorrente da obrigatoriedade de pagamento da Energia Livre a ela alocada durante a

vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica.

Em garantia, o Banco do Brasil transfere para uma conta vinculada, em nome da RGE, o fluxo de recebimento

dos pagamentos de faturas de serviços de energia elétrica, até que atinja o montante equivalente a 0,38% do

valor do faturamento do mês anterior, deduzido do ICMS.

Em 15 de dezembro de 2004, RGE firmou contrato de financiamento mediante abertura de crédito com o

BNDES, no valor total de R$ 96,4 milhões, dividido em dois subcréditos, destinados aos investimentos da RGE

ao longo do ano de 2004 e durante o primeiro semestre de 2005, em linhas de transmissão, subestações,

redes de distribuição, venda de energia e telemática, visando adequar o sistema elétrico da RGE à expansão

do mercado e aos níveis de qualidade e confiabilidade estabelecidos na regulamentação aplicável.

190

Em garantia a Caixa Econômica Federal bloqueia e transfere para conta vinculada, aberta em nome da RGE, o

fluxo de recebimento dos pagamentos de faturas de serviços de energia elétrica, em percentual máximo de

48% da arrecadação diária disponível, até que atinja o montante de 140% do valor das prestações de

amortização do principal e acessório vencidos no período anterior. A RGE constituiu conta reserva na qual

mantém saldo, no mínimo, equivalente ao valor dos juros dos 3 (três) meses.

Em 28 de agosto de 2006, a RGE firmou contrato de abertura de crédito mediante repasse de empréstimo contratado com o BNDES, no valor total de R$ 110,5 milhões, destinados aos investimentos da RGE ao longo dos anos de 2006 e 2007, em linhas de transmissão e distribuição, subestações, compra de software e hardware e projetos de pesquisa e desenvolvimento. Em garantia, o Unibanco e o Santander transferem diariamente para a conta centralizadora, aberta em nome da RGE no Unibanco, 100% do fluxo de recebimento dos pagamentos de faturas de serviços de energia elétrica. Tais recursos são transferidos, no final de cada dia, para a conta de livre movimento da empresa, salvo na hipótese de inadimplemento das obrigações junto aos agentes e ao BNDES. Deve circular mensalmente na conta centralizadora o valor mínimo de 130% da próxima prestação mensal de principal e juros. A RGE constituiu conta reserva na qual mantém, durante o período de carência, saldo equivalente ao valor da próxima prestação trimestral de juros. Após este prazo, o valor deverá ser igual a três prestações mensais de principal e juros. Em 30 de junho de 2007, os saldos devedores da RGE nos contratos com o BNDES eram de R$ 152 milhões. O quadro abaixo mostra as principais características dos Contratos BNDES:

Contrato nº. Agentes do BNDES

Principal Taxa de Juros

Amortização

Valor Contratado:

R$ 10.016.280,15

Principal: mensalmente de 15/10/2000 a 15/09/2007

Nº. 62.103.622-6, BNDES Finem

- investimentos para redução de perdas e a melhoria da eficiência e

confiabilidade do Sistema

Banco Safra

Valor Liberado: R$

10.016.280,15

TJLP + 3,5% a.a.

Juros: trimestralmente de 15/09/1999 a 15.09.2000 e mensalmente a

partir de 15/10/2000

Valor Contratado:

R$ 488.022,31


Nº. 32.104.865-2, BNDES Finem - aquisição de

15 novos caminhões

Ford F350 G

Banco Safra

Valor Liberado: R$ 488.022,31

TJLP + 4,0% a.a.

Juros: mensalmente de 15/07/2002 a 15/04/.2007

Valor Contratado:

R$ 281.295,00


nº. 32.104.975-6, BNDES Finem - aquisição de 15 carrocerias

e cestas aéreas de

acionamento hidráulicas

Banco Safra

Valor Liberado: R$ 281.295,00

TJLP + 4,0% a.a.


191

Valor Contratado:

R$ 80.011.730,76


Nº. 10.658.261-3, BNDES Finem - investimento em expansão

e modernização

do sistema elétrico

Banco Unibanco

Valor Liberado: R$

80.011.730,76

TJLP + 3,95% a.a.


Valor Contratado:

R$ 77.912.065,59


Nº. 04.2.702.3.1, BNDES Finem

- investimentos em linhas de transmissão, subestações,

redes de distribuição,

venda de energia e telemática

Caixa Econômica

Federal

Valor Liberado: R$

77.912.065,59

TJLP + 4,5% a.a.

Juros: mensalmente de 15/12/2005 a 15/11/2008

Valor Contratado:

R$ 9.631.414,00


Nº. 02.2.899.3.1. BNDES Finem - Programa emergencial

de Redução do Consumo de

Energia Elétrica

Banco do Brasil

Valor Liberado: R$ 9.631.414,00

Selic + 1,0% a.a.

Juros: mensalmente de 15/03/2003 a 15/02/2008

Valor Contratado:

R$ 110.449.302,00


Nº. 10/401.425-4 BNDES Finem - construção e modernização de linhas de

transmissão e distribuição,

sub-estações, compra de hardware e software.

Banco Unibanco

Valor Liberado: R$

99.520.656,09

TJLP + 5,0% a.a.

Juros: trimestralmente de 15/09/2006 a 15/12/2007; e mensalmente

a partir de 15/01/2008 a 15/12/2012

192

(ii) Contratos de Financiamento Eletrobrás

Na data deste Prospecto, há 4 (quatro) contratos de financiamento firmados entre RGE e Eletrobrás. A

destinação dos recursos varia de empréstimo para empréstimo, e está detalhada na tabela abaixo. A taxa de

juros incidente é de 5% a.a. Há ainda taxa de administração devida à Eletrobrás no valor de até 1% ou 1,5 %

a.a. do saldo devedor, pago mensalmente. Em garantia de todos os empréstimos, RGE se comprometeu a

vincular parte de sua receita própria para pagamento dos valores vencidos e não pagos à Eletrobrás; por meio

de procuração emitida em favor da Eletrobrás esta pode movimentar recursos depositados em conta vinculada

da RGE e se ressarcir. As características individualizadas por operação são:

PRINCIPAL CONTRATO/ DATA

(R$ )

PRAZO TAXA DE JUROS AMORTIZAÇÃO DESTINAÇÃO

Valor Contratado: 5.860.722,78

Valor Liberado:

Nº. ECF-2100/01, de 11/01/2002

5.471.469,52

36 meses, excluída carência

5% a.a. Mensal, após carência de 24 meses

até 75% do custo total

do Programa de

Efecientização de

Iluminação Pública - Reluz.


Valor Liberado:

Nº. ECFS-0034/04, de 01/06/2004

1.807.130,05




do Programa de

Eletrificação Rural – 1ª

Tranche Luz para Todos.

Valor Contratado:

3.536.480,00

Valor Liberado:

Nº. ECFS-0117/05, de 13/11/2005

1.060.944,00




do Programa de

Eletrificação Rural – 2ª



Valor Liberado:

Nº. ECFS-0165/06, de 23/03/2007

660.126,00


RGR + 6% a.a.

Mensal, após carência de 24 meses

até 19,6% do custo total do

Programa de Eletrificação Rural – 3ª


Em 30 de junho de 2007, os saldos devedores da RGE nos contratos de financiamento com a Eletrobrás eram

de R$ 5.127 mil.

(iii) Contrato Particular de Confissão de Dívida, Constituição de Garantias Reais, Ajuste de Pagamento de

Obrigações e outras Avenças, entre RGE e a Fundação ELETROCEEE, de 11 de agosto de 1997.

Por meio deste contrato, RGE assumiu dívida da CEEE junto à Fundação ELETROCEEE, no valor de R$ 25

milhões, data-base 30 de junho de 1997. Os juros são de 9% a.a. e devem ser pagos mensalmente. A

amortização do principal deverá ser realizada em 180 parcelas mensais, de 31 de agosto de 1997 a 31 de

agosto de 2012.

193

Em garantia, RGE empenhou em favor de ELETROCEEE créditos decorrentes de pagamentos de contas de

energia elétrica por seus consumidores.

Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor da RGE junto à Fundação ELETROCEEE era de R$ 16.305 mil.

(iv) Contratos de Linhas de Capital de Giro

Na data deste Prospecto, há 8 (oito) contratos de Linha de Capital de Giro entre RGE e diversas instituições

financeiras. A destinação dos recursos, assim como as condições de amortização, variam de empréstimo para

empréstimo, e está detalhada na tabela abaixo. Em garantia de todos os empréstimos, RGE se comprometeu a

vincular parte de sua receita própria para pagamento dos valores vencidos e não pagos à Eletrobrás; por meio

de procuração emitida em favor da Eletrobrás esta pode movimentar recursos depositados em conta vinculada

da RGE e se ressarcir. As características individualizadas por operação são:

PRINCIPAL CONTRATO/

DATA (R$ )

PRAZO TAXA DE JUROS AMORTIZAÇÃO DESTINAÇÃO

Valor Contratado:

100.000.000,00

Valor Liberado:

Banco Itaú BBA, de

28/04/2004

100.000.000,00

84 meses 106,00% do CDI

Parcela única em 11 de março de

2011

Refinanciamento

Valor Contratado:

18.000.000,00

Valor Liberado:

Banco Santander,

de 27/07/2004

18.000.000,00


Sete parcelas

trimestrais, a partir de

janeiro de 2006

Refinanciamento

Valor Contratado:

45.000.000,00

Valor Liberado:

Banco Santander,

de 31/01/2004

45.000.000,00


Parcela única em janeiro de 2008

Refinanciamento

Valor Contratado:

30.000.000,00

Valor Liberado:

Banco do Brasil, de

01/02/2006

30.000.000,00


Parcela única em janeiro de 2008

Refinanciamento

Valor Contratado:

64.999.999,99

Valor Liberado:

ABN Amro Real, de

01/02/2006

64.999.999,99


Duas parcelas em janeiro de

2008 e uma parcela em fevereiro de

2008

Refinanciamento

Em 30 de junho de 2007, os saldos devedores da RGE nos contratos de Linha de Capital de Giro eram de R$

276.127 mil.

194

(v) FINEP – Financiadora de Estudos e Projetos

Em 22 de dezembro de 2003, a RGE celebrou com a FINEP, um contrato de financiamento para custear,

parcialmente, despesas incorridas na elaboração do projeto “Otimização do Desempenho da Rede de

Distribuição”, no valor de R$ 1.862.981,00 (hum milhão, oitocentos e sessenta e dois mil, novecentos e oitenta

e um reais), liberados em 4 (quatro) parcelas, trimestrais e sucessivas, nos respectivos valores: R$ 522.486,00

(quinhentos e vinte e dois mil, quatrocentos e oitenta e seis reais); R$ 609.817,00 (seiscentos e nove mil,

oitocentos e dezessete reais); R$ 383.493,00 (trezentos e oitenta e três mil, quatrocentos e noventa e três

reais); e R$ 374.185,00 (trezentos e quarenta e sete mil, cento e oitenta e cinco reais). Sobre o principal da

dívida incide juros de 4% a.a. (quatro por cento), acima da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP divulgada

pelo Banco Central do Brasil. O saldo devedor será pago em 49 parcelas mensais e sucessivas, vencendo a 1ª

prestação em 15 de julho de 2006 e a última em 15 de julho de 2010.

Em de junho de 2007, as dívidas da RGE com a Financiadora de Estudos e Projetos totalizavam R$ 1.483 mil.

CPFL Piratininga

(i) Eletrobrás

(a) Contrato de Financiamento RELUZ.

Em 03 de julho de 2002, a CPFL Piratininga celebrou com a Eletrobrás um contrato de financiamento no valor

de R$ 19,11 milhões, para o financiamento de até 75% do custo total de seu Programa de Melhoria do

Sistema de Iluminação Pública – RELUZ, que visa a modernização de 100.000 mil pontos de iluminação pública

já existentes e a instalação de 10 mil novos pontos de iluminação pública. Sobre o saldo devedor do

financiamento em questão incidem juros de 5% ao ano, devidos mensalmente, exceto durante o prazo da

carência de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda,

sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos

recursos RGR, taxa de administração de 1,5% ao ano, devida mensalmente e calculada pro rata tempore.

Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 36 parcelas mensais, iguais e sucessivas, vencida

a primeira parcela em 31 de dezembro de 2004. Como garantia ao fiel adimplemento de suas obrigações, a

CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público à

Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos.

Em 18 de julho de 2005, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por meio

do qual as partes resolveram alterar o prazo para a utilização do crédito, estendendo-o até 19 de dezembro de

2006, bem como disposições relativas a juros de mora, utilização dos recursos e à comissão de reserva de

crédito. Em de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 1.803 mil.

(b) Contrato de Financiamento Luz no Campo.

Em 02 de dezembro de 2002, a CPFL Piratininga celebrou com a Eletrobrás um contrato no valor de R$ 6,03

milhões para financiamento de até 75% dos custos diretos de seu programa de eletrificação rural, que integra

o Programa de Eletrificação Rural “Luz no Campo”, do Ministério das Minas e Energia, para atendimento a

3.000 domicílios. Sobre o saldo devedor do referido financiamento incidem juros de 5% ao ano pagáveis

mensalmente, exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, período em que tais montantes foram

195

incorporados ao saldo devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano, devida

mensalmente e calculada pro rata tempore. Em regra, findo o prazo de carência, a amortização será realizada

em 60 parcelas mensais, iguais e sucessivas, a vencer a primeira parcela em 30 de março de 2006. Como

garantia ao fiel adimplemento de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada

por procuração outorgada por instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não

pagos.

Em 12 de agosto de 2003, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por

meio do qual as partes resolveram alterar o valor do desembolso da primeira parcela do contrato que passou

de R$1.509.090,00 para R$603.636,00, contudo, não houve alteração no valor total do contrato. Em 30 de

junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 1.301 mil.

(c) Contrato de Financiamento Luz para Todos.

Em 08 de junho de 2004, a CPFL Piratininga celebrou um contrato no valor de R$ 3,50 milhões para

financiamento de até 85,00% dos custos diretos das obras de seu Programa de Eletrificação Rural, que integra

o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica (Luz para Todos) do Ministério das Minas e

Energia. Sobre o saldo devedor do referido financiamento incidem juros de 5% ao ano pagáveis mensalmente,

exceto durante o prazo da carência, de 24 meses, período em que tais montantes foram incorporados ao saldo

devedor. Incide, ainda, sobre o saldo devedor corrigido com base na variação pro rata tempore do índice de

correção monetária dos recursos RGR, taxa de administração de 1,0% ao ano, devida mensalmente e

calculada pro rata tempore. Findo o prazo de carência, a amortização será realizada em 120 parcelas mensais,

iguais e sucessivas, a vencer a primeira parcela em 30 de março de 2006. Como garantia ao fiel adimplemento

de suas obrigações, a CPFL Piratininga vinculou sua receita própria, suportada por procuração outorgada por

instrumento público à Eletrobrás para recebimento dos valores vencidos e não pagos.

Em 15 de Março de 2005, foi celebrado um Aditivo ao Contrato de Financiamento mencionado acima, por meio

do qual as partes resolveram substituir os Anexos I e II ao contrato, que tratam de especificações técnicas, e

alterar as disposições relativas a multa e outras obrigações. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do

referido empréstimo era de R$ 846 mil.

(ii) Banco Nacional Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

(a) Contrato de Abertura de Crédito Mediante Repasse de Empréstimo Contratado com o BNDES através do

Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A., Banco Itaú BBA S.A. e Banco Alfa de Investimento S.A.

A CPFL Piratininga celebrou contrato de abertura de crédito, mediante repasse de empréstimo contratado com

o BNDES no valor total de R$ 89,38 milhões, do qual já foi liberado à CPFL Piratininga o montante de R$ 33,5

milhões em março de 2005, o saldo remanescente terá liberações trimestrais até o limite do crédito e até

dezembro de 2006. Os juros serão pagos trimestralmente, a partir de 15 de abril de 2005 até 15 de janeiro de

2007. A partir de 15 de janeiro de 2007 os pagamentos serão efetuados mensalmente.

Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido contrato era de R$ 82.533 mil.

196

Em garantia do pagamento desse empréstimo, há garantia de parcela da receita proveniente da prestação de serviços de energia elétrica, em valor equivalente a 1,3 (um inteiro e três décimos) vezes o valor correspondente da dívida. Como garantia adicional para esse empréstimo, a CPFL Piratininga conta com fiança da Emissora. (b) Em 21 de junho de 2007, a CPFL Paulista, Banco do Brasil S.A., na qualidade de agente financeiro do BNDES, e o BNDES, celebraram um Contrato de Abertura de Crédito para Financiamento Mediante Repasse Contratado com o BNDES, por meio do qual foi disponibilizado para a Emissora uma linha de crédito no valor de R$ 156.543 mil, dividido em dois subcréditos, “A” e “B”, para o programa de investimentos na expansão e modernização do sistema elétrico da Emissora para período de novembro de 2006 a novembro de 2007. O Subcrédito “A”, no valor de R$ 106.618 mil, destina-se a gastos com a aquisição de obra, materiais e serviços e o Subcrédito “B”, no valor de R$ 14.954 mil, destina-se a gastos com a aquisição de equipamentos nacionais cadastrados na Agência Especial de Financiamento Industrial - FINAME. Do valor total do contrato já foi liberado a CPFL Paulista o montante de R$ 87.516 mil, sendo que o saldo remanescente poderá ser utilizado até 15 de dezembro de 2007, data na qual também se encerra o prazo de carência para o pagamento do principal. Sobre o valor do empréstimo incidirão juros à taxa de 3,3% acima de TJLP, incluído o spread de risco dos agentes de 0,5%. Os juros serão pagos trimestralmente, no dia 15 durante o período de carência, compreendido entre 15/06/2007 a 15/12/2007. A partir de 15 de janeiro de 2008, inclusive, os juros serão pagos mensalmente, juntamente com as parcelas de amortização do principal, e no vencimento ou liquidação do contrato de repasse. Este contrato é garantido pela fiança da Emissora e pela vinculação de uma parcela da receita CPFL Paulista proveniente da prestação de serviços de energia elétrica, em valor equivalente a 1,3 (um inteiro e três décimo) vezes do valor corresponde ao serviço da dívida. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 87.721 mil. (iii) Fundação CESP. A CPFL Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A. (empresa predecessora), assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados aposentados naquela empresa até a data da efetivação da cisão, assim como pelas obrigações correspondentes aos empregados ativos que lhe foram transferidos. Através da Fundação CESP, mantém Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensões para seus empregados, com as seguintes características básicas: • Constituição de benefício suplementar saldado - BSPS, proporcional ao tempo de contribuição de cada

participante do plano, vigente até 31 de março de 1998; e • Adoção de modelo misto, após 31 de março de 1998. Em setembro de 1997, através de Instrumento Contratual de ajuste de reservas a amortizar, foi reconhecida uma obrigação a pagar pela Eletropaulo (empresa antecessora da Bandeirante) referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser liquidada em 260 parcelas que vem sendo amortizada mensalmente, acrescida de juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado com a Fundação CESP em 25 de julho de 2006, os prazos de pagamento sofreram alteração para 183 parcelas mensais e 15 parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2005, com vencimento final em 1º de março de 2021. O saldo da obrigação em 30 de junho de 2007 é de R$ 159.317 mil. CPFL Santa Cruz Não havia saldo devedor relevante em 30 de junho de 2007.

197

CPFL Brasil Não havia saldo devedor relevante em 30 de junho de 2007. CPFL Comercializadora Não havia saldo devedor relevante em 30 de junho de 2007.

CPFL Geração

(i) Empréstimos em Moeda Estrangeira

Os empréstimos em moeda estrangeira foram celebrados com o Banco do Brasil contratados na modalidade da

Resolução 2770 do Banco Central, com o objetivos de cobrir necessidades de fluxo de caixa. Estas foram

realizadas em IENE. Para ambas as operações foram realizadas Swap (IENE x CDI) para todo o perído de

vigência de cada operação, realizando hedge da variação cambial e se expondo à taxa de CDI. A seguir, o

detalhamento de cada operação:

Data de Ínicio Data de Vencimento

Valor Captado R$ mil Custo a.a. Swap

28/12/2006 21/12/2008 15.000 5,7849% + VC 103,25% CDI

15/01/2007 10/03/2008 25.000 5,7849% + VC 103,25% CDI

24/01/2007 29/03/2008 5.000 5,7849% + VC 103,70% CDI

15/02/2007 10/04/2008 25.000 5,8225% + VC 103,70% CDI

12/03/2007 05/05/2008 9.700 4,2074% + VC 103,70% CDI

23/04/2007 23/04/2010 80.000 5,7801% + VC 104,20% CDI

23/06/2006 17/06/2008 30.000 2,6040% + VC 104,20% CDI

01/12/2006 19/05/2009 26.000 2,5270% +VC 103,80% CDI

01/12/2006 19/05/2009 57.000 2,5938% + VC 103,80% CDI

01/12/2006 19/05/2009 12.000 2,5229% + VC 103,80% CDI

01/12/2006 19/05/2009 20.000 2,7182% + VC 103,80% CDI

O saldo devedor para estes contratos em 30 de junho de 2007 é de R$ 267.734 mil. (ii) Financiamento Furnas Centrais Elétricas A CPFL Geração, no contexto do processo de incorporação da Serra da Mesa Energia S/A - Semesa S/A,

assumiu as respectivas responsabilidades pelas obrigações pecuniárias oriundas do Contrato entre Serra da

Mesa Energia S.A. e Furnas Centrais Elétricas proveiniente das antecipação da entreda em operação das

unidades geradoras da Usina Hidroelétrica de Serra da Mesa. Durante os dez primeiros anos de operação

comercial da referida Usina, Furnas paga à Serra da Mesa, juntamente com o faturamento do qual se utiliza, a

quantia de R$ 1,35/MWh (um real e trinta e cinco centavos por MWh), a título de empréstimo, claculado sobre

a energia própria contratada, estando sujeito aos reajustes sobre o tarifa, ou seja, a variação do IGP-M,

medido pela Fuandação Getulio Vargas, ou outro índice que venha a substituí-lo, com a periodicidadede 12

meses.

O saldo devedor para este contrato em 30 de junho de 2007 é de R$ 137.731 mil.

198

CPFL Cone Sul Não havia saldo devedor relevante em 30 de junho de 2007.

Baesa – Energética Barra Grande

(i) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

(a) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito N° 03.2.222.3.1.

Em 11 de julho de 2003, a Baesa assumiu junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –

BNDES, uma linha de crédito, por meio financiamento, no valor de R$ 460.624 mil, dividido em cinco

subcréditos “A”, “B”, “C”, “D” e “E”, destinados com a aquisição de equipamentos e demais investimentos para

implantação da Usina Hidrelétrica Barra Grande e sistema de transmissão associado. Os Subcréditos “A”, no

valor de R$ 74.768 mil; Subcrédito “B” no valor de R$ 2.608 mil; Subcrédito “C” no valor de R$ 183.756 mil;

Subcrédito “D” no valor de R$ 15.242 mil; e Subcrédito “E” no valor de R$ 184.250 mil. Os Subcréditos A”,

“B”, “C”, “D” tiveram carência de 39 meses e o Subcrédito “E” 41 meses de carência estando encerrado o

prazo para a tomada de empréstimos destes Subcréditos, O referido financiamento encontra-se em período de

amortização. Sobre o valor do empréstimo incidide juros à taxa de 3,125% acima de TJLP. Os Subcréditos “A”,

“B”, “C”, “D” e “E” são amortizados em 144 parcelas mensais e sucessivas, sendo que a primeira parcela dos

Subcréditos “A”, “B”, “C”, “D” ocorreu no dia 15 de setembro de 2006 e do Subcrédito “E” em 15 de novembro

de 2006. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 525.616 mil.

Considerando a participação da Emissora no capital social da Baesa, a responsabilidade da Emissora nesta

operação limitava-se, em 30 de junho de R$ 131.435 mil. Tais valores foram obtidos junto às informações

financeiras trimestrais da CPFL Geração.

(b) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito N° 04.2.388.3.1.

Em 17 de fevereiro de 2006, a Baesa assumiu junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e

Social – BNDES, uma linha de crédito, por meio de financiamento, no valor de R$ 300.000 mil, dividido em

dois subcréditos “A” e “B”, destinados à suplementação de recursos para a aquisição de equipamentos e

demais despesas para implantação da Usina Hidrelétrica Barra Grande e sistema de transmissão associado. Os

Subcréditos “A”, no valor de R$ 60.000 mil; Subcrédito “B” no valor de R$ 240.000 mil, tem carência de 19

meses estando encerrado o prazo para a tomada de empréstimos destes Subcréditos. Sobre o valor do

empréstimo incidirão juros à taxa de 4,125% acima de TJLP. Os Subcréditos “A” e “B” são amortizados em

144 parcelas mensais e sucessivas, tendo venciodo a primeira no dia 15 de setembro de 2006. Em 30 de

junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 329.939 mil. Considerando a participação

da Emissora no capital social da Baesa, a responsabilidade da Emissora nesta operação limitava-se, em 30 de

junho de R$ 82.504 mil. Tais valores foram obtidos junto às informações financeiras trimestrais da CPFL

Geração.

Ceran – Companhia Energética do Rio das Antas

(i) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES

(a) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito nº 03.2.794.3.1

199

Em 9 de fevereiro de 2004, a Ceran assumiu junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, uma linha de crédito, no valor de R$ 240.805 mil, dividido em 4 subcréditos “A”, “B”, “C” e “D”, destinados a implantação e operação dos aproveitamentos hidrelétricos da CERAN, formado pelas usinas Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho. Os subcréditos “A” e “B”, respectivamente nos valores de R$ 33.356 mil e R$ 14.805 mil, tem atualização pela média ponderada das correções cambiais incidentes sobre os recursos captados pelo BNDES em moeda estrangeira (UMBND) e juros de 5% a.a. acima da TJLP. Os subcréditos “C” e “D”, respectivamente nos valores de R$ 133.423 mil e R$ 59.221 mil, tem juros de 5% a.a. acima da TJLP. Os valores devidos serão pagos em 144 parcelas, vencendo-se a primeira em dezembro de 2005, conforme aditamento ao contrato original de 120 parcelas. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 266.790. (b) Contrato de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES nº 21/00883-3 Em 9 de fevereiro de 2004, a Ceran assumiu junto ao Banco do Brasil S.A., Banrisul - Banco do Estado do Rio Grande do Sul, BRDE - Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul e Caixa Estadual S.A. - Agência de Fomento/, denominados agentes repassadores de recursos originários do BNDES, uma linha de crédito, no valor de R$ 195.000 mil, dividido em 4 subcréditos “A”, “B”, “C” e “D”, destinados a implantação e operação dos aproveitamentos hidrelétricos da CERAN, formado pelas usinas Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho. Os subcréditos “A” e “B”, respectivamente nos valores de R$ 27.011 mil e R$ 11.989 mil, tem atualização pela média ponderada das correções cambiais incidentes sobre os recursos captados pelo BNDES em moeda estrangeira (UMBND) e juros de 5% a.a. acima da TJLP. Os subcréditos “C” e “D”, respectivamente nos valores de R$ 108.044 mil e R$ 47.956 mil, tem juros de 5% a.a. acima da TJLP. Os valores devidos serão pagos em 144 parcelas, vencendo-se a primeira em dezembro de 2005, conforme aditamento ao contrato original de 120 parcelas. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 216.051. Considerando a participação da Emissora no capital social da Ceran, a responsabilidade da Emissora nesta operação direta do BNDES e de repasse de recursos por agentes financeiros, limitava-se, em 30 de junho de R$ 313.847 mil. Tais valores foram obtidos junto às informações financeiras trimestrais da CPFL Geração. Em 16 de março de 2007 foram assinados contratos de suplementação de crédito aos contratos existentes, no valor de R$ 180.000 mil, para as usinas Castro Alves e 14 de Julho, em complemento aos investimentos a serem realizados nestas usinas. Estes contratos foram firmados com os mesmos agentes financeiros, sendo 55% de financiamento direto do BNDES e 45% de financiamento via repasse de recursos pelos agentes financeiros. Divididos em dois subcréditos em TJLP, os juros incidentes foram de 3,3% a.a. acima da TJLP para a operação direta com BNDES e de 4,1% a 4,3% a.a acima da TJLP para os agentes repassadores. As demais condições contratuais obedeceram as existentes no contrato original, de 09/02/2004. Até 30 de junho de 2007 não ocorreram liberações de recursos neste contrato suplementar. Enercan – Campos Novos Energia S.A. (i) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (a) Contrato de financiamento n. 03.2.500.3.1 Em 20 de outubro de 2003, a Enercan assumiu junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, uma linha de crédito, por meio de operação de financiamento, no valor de R$ 61.987.233,75, destinada à implantação da Usina Hidrelétrica de Campos Novos. Sobre o valor do empréstimo incidirão juros pela variação unidade monetária do BNDES acrescida de 4% ao ano. Os valores devidos serão pagos em 144

200

parcelas, vencendo-se a primeira em abril de 2007. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 52.565.708,36. Considerando a participação da Emissora no capital social da Enercan, a responsabilidade da Emissora nesta operação limitava-se, em 30 de junho de R$ 25.612 mil. Tais valores foram obtidos junto às informações financeiras trimestrais da CPFL Geração.

Com base no mesmo contrato, a Enercan assumiu em 20 de outubro de 2003 uma linha de crédito, por meio

de operação de financiamento, no valor de R$ 557.885.103,81, destinada à implantação da Usina Hidrelétrica

de Campos Novos. Sobre o valor do empréstimo incidirão juros pela variação Taxa de Juros de Longo Prazo –

TJLP, acrescida de 4% ao ano. Os valores devidos serão pagos em 144 parcelas, vencendo-se a primeira em

abril de 2007. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 796.838.760,27.

Considerando a participação da Emissora no capital social da Enercan, a responsabilidade da Emissora nesta



(ii) Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID

(a) Contrato de nº 1567-OC/BR

Em 24 de janeiro de 2005, a Enercan assumiu junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID, uma

linha de crédito, por meio de operação de financiamento, no valor de USD 75.000.000,00 (R$ 200.790.000),

destinada à implantação da Usina Hidrelétrica de Campos Novos. Sobre o valor do empréstimo incidirão juros

pela libor trimestral acrescida de 3,5% ao ano. Os valores de principal devidos serão pagos em 49 parcelas,

vencendo-se a primeira em maio de 2007, os juros estão sendo pagos trimestralmente a partir do primeiro

desembolso. Em 30 de junho de 2007, o saldo devedor do referido empréstimo era de R$ 118.532.600,80.

Considerando a participação da Emissora no capital social da Enercan, a responsabilidade da Emissora nesta



A Emissora e as demais empresas do grupo da Emissora não possuem contratos relevantes além dos já

mencionados.

Contratos Relevantes Operacionais

CPFL Paulista

(i) Contrato de Concessão Paulista

As condições para exploração, pela CPFL Paulista, dos serviços de distribuição de energia elétrica nas áreas de

concessão dentro do Estado de São Paulo estão previstas no Contrato de Concessão n.º 014/97, firmado em

20 de novembro de 1997 com a União, na qualidade de Poder Concedente.

O prazo do Contrato de Concessão Paulista é de 30 anos, contados a partir da data de assinatura, podendo ser

prorrogado, mediante requerimento da CPFL Paulista, a critério do Poder Concedente, que decidirá com base

nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público.

201

Dentre as obrigações assumidas pela CPFL Paulista no Contrato de Concessão Paulista destacam-se (i) melhorar a qualidade do fornecimento de energia elétrica, de acordo com os critérios, indicadores, fórmulas e parâmetros definidos de qualidade do serviço, nos termos da legislação específica e do Contrato de Concessão Paulista, (ii) implantar novas instalações e ampliar e modificar as existentes de modo a garantir o atendimento da atual e futura demanda de seu mercado de energia elétrica, observadas as normas e recomendações dos órgãos competentes, (iii) manter em permanente funcionamento o chamado “Conselho de Consumidores”, integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltada para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestados pela CPFL Paulista, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços, (iv) manter registro das solicitações e reclamações dos consumidores de energia elétrica, (v) prestar contas aos consumidores, anualmente, da gestão de seus serviços e (vi) implementar medidas que tenham por objetivo a conservação e o combate ao desperdício de energia, devendo elaborar, para cada ano subseqüente, programa de incremento à eficiência no uso e na oferta de energia elétrica, que contemple a aplicação de recursos correspondentes a, no mínimo, 1% da sua receita anual de fornecimento de energia elétrica. Ainda, o Contrato de Concessão Paulista prevê a liberdade de escolha do fornecedor pelos consumidores de energia elétrica na área de concessão da CPFL Paulista, determinando que, ressalvados os contratos de fornecimento vigentes, a concessão da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica não conferem à CPFL Paulista direito de exclusividade sobre tais consumidores. O Contrato de Concessão Paulista foi aditado em 6 de abril de 2005, com a finalidade de refletir a incorporação da DOC4 e a transferência do controle societário da CPFL Paulista. (Ver Seção “Histórico da Emissora” neste Prospecto). O segundo aditivo ao Contrato de Concessão Paulista foi assinado em 09 de abril de 2005, e serviu para ajustar as disposições referentes à aplicação de tarifas na prestação dos serviços de acordo com as disposições do Decreto n.º 5.163, de modo a assegurar a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica nos contratos de concessão realizados, utilizando o preço médio ponderado dos contratos de compra de energia elétrica e a aplicação deste preço médio ponderado ao mercado de referência como diretrizes da metodologia de cálculo e, a inclusão nos mecanismos de compensação de que trata a Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, em relação as variações resultantes dos custos de aquisição de energia elétrica não consideradas no reajuste tarifário promovido no ano anterior. RGE (i) Contrato de Concessão RGE Nos termos do Decreto Presidencial de 4 de novembro de 1997 e por meio do Contrato de Concessão nº. 13/97, de 6 de novembro de 1997, o Poder Concedente, por intermédio do MME e do DNAEE, hoje ANEEL, concedeu à RGE o direito de explorar serviços públicos de distribuição de energia elétrica no território do Estado do Rio Grande do Sul, nos municípios relacionados no Anexo I do Contrato de Concessão, todos situados nas regiões norte e nordeste do estado. A concessão outorgada à RGE possui prazo de 30 anos, renováveis por igual período, desde que requerido ao Poder Concedente com até 36 meses de antecedência do término do Contrato de Concessão RGE. O Poder Concedente manifestar-se-á sobre a prorrogação da concessão até o 18º mês que anteceder ao término contratual. O deferimento da prorrogação levará em conta os relatórios de fiscalização emitidos periodicamente pela ANEEL, nos quais há apontamentos sobre a regularidade dos serviços prestados pela concessionária. A não manifestação do Poder Concedente no prazo mencionado implicará na prorrogação automática do Contrato de Concessão RGE.

202

As instalações de transmissão relacionadas no Anexo II do Contrato de Concessão RGE são consideradas parte

integrante da concessão de distribuição de energia elétrica. Tais instalações poderão ser incluídas ou excluídas

do acervo de instalações de transmissão da Rede Básica, por determinação do Poder Concedente, mediante

ressarcimento, em conformidade com a regulamentação que vier a ser estabelecida.

Ressalvados os contratos de fornecimento vigentes à época da celebração do Contrato de Concessão RGE, a

concessão não confere à RGE direito de exclusividade relativamente aos consumidores que, por força da Lei de

Concessões do Setor Elétrico, são livres para optar por fornecedor com quem contratarão sua compra de

energia elétrica. Além disso, de acordo com o Contrato de Concessão RGE, a concessão não confere

exclusividade de atendimento da RGE nas áreas onde foi constatado pelo Poder Concedente a atuação de fato

de cooperativas de eletrificação rural como prestadoras de serviços públicos, para fins de cumprimento do art.

23 da mencionada Lei.

Nos termos do Contrato de Concessão RGE, a RGE deve comunicar o Poder Concedente antes de desenvolver

atividades empresariais diversas da exploração da atividade de distribuição de energia elétrica, e contabilizar

as receitas assim auferidas em separado.

Segundo o Contrato de Concessão RGE, o serviço de distribuição de energia elétrica poderá ser interrompido

em situação de emergência ou, após prévio aviso, nas seguintes hipóteses: (i) por motivos de ordem técnica,

ou de segurança das instalações; e (ii) quando ocorrer inadimplemento do consumidor na contraprestação

devida à RGE. Em qualquer hipótese, a suspensão da prestação dos serviços prestados pela RGE somente

ocorrerá após 45 dias do inadimplemento, considerando que, verificada tal hipótese, a RGE terá prazo de 15

dias para notificar o inadimplente, conferindo-o prazo adicional de 30 dias para que regularize sua situação

perante a RGE. Esse dispositivo foi parcialmente alterado pelo artigo 91 da Resolução nº. 456, de 29 de

novembro de 2000, da ANEEL, que prevê 15 dias contados a partir do vencimento para a suspensão do

fornecimento dos serviços.

Em relação às tarifas, o Contrato de Concessão RGE prevê que a RGE não poderá dispensar tratamento

tarifário diferenciado aos usuários de uma mesma classe de consumo, nas mesmas condições de atendimento.

O Contrato de Concessão RGE prevê o funcionamento do conselho de consumidores. Em 2001, a ANEEL

reuniu-se com o referido conselho quando do processo de fiscalização e não houve menção de nenhuma

reclamação no relatório de fiscalização data-base 2001.

A RGE está sujeita a multas pecuniárias, aplicadas pelo Poder Concedente, de até (i) 10 vezes o valor da

energia não fornecida, em caso de inobservância dos índices de continuidade de fornecimento de energia

elétrica estabelecidos nos regulamentos pertinentes e (ii) 10% do valor do faturamento mensal relativo aos

consumidores afetados, em caso de violação dos índices relativos à tensão de fornecimento.

A RGE se comprometeu, ainda, a implementar medidas que tenham por objetivo a conservação de energia.

Para tanto, deve elaborar e apresentar ao Poder Concedente até o dia 30 de setembro de cada ano a partir de

1998, programa de incremento à eficiência no uso e na oferta de energia elétrica para cada ano subseqüente.

Este programa tem como meta a redução das perdas técnicas e comerciais globais e a racionalização do uso

da energia elétrica, devendo contemplar, no mínimo, 1% da receita anual da RGE.

203

CPFL Piratininga

(i) Contrato de Concessão Piratininga

As condições para exploração, pela CPFL Piratininga, dos serviços de distribuição de energia elétrica nas áreas

de concessão dentro do Estado de São Paulo estão previstas no Contrato de Concessão n.º 009/2002, firmado

em 23 de setembro de 2002 com a União, na qualidade de Poder Concedente.

O prazo do Contrato de Concessão Piratininga é de 30 anos, contados a partir da data de assinatura do

contrato de concessão da Bandeirante que é de 23 de outubro de 1998, podendo ser prorrogado, mediante

requerimento da CPFL Piratininga, a critério do Poder Concedente, que decidirá com base nos princípios de

continuidade e qualidade do serviço público.

Dentre as obrigações assumidas pela CPFL Piratininga no Contrato de Concessão Piratininga destacam-se (i)

melhorar a qualidade do fornecimento de energia elétrica, de acordo com os critérios, indicadores, fórmulas e

parâmetros definidos de qualidade do serviço, nos termos da legislação específica e do Contrato de Concessão

Piratininga, (ii) implantar novas instalações e ampliar e modificar as existentes de modo a garantir o

atendimento da atual e futura demanda de seu mercado de energia elétrica, observadas as normas e

recomendações dos órgãos competentes, (iii) manter em permanente funcionamento o chamado "Conselho de

Consumidores", integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e

voltada para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestados pela CPFL

Piratininga, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços, (iv) manter

registro das solicitações e reclamações dos consumidores de energia elétrica, (v) prestar contas aos

consumidores, anualmente, da gestão de seus serviços e (vi) implementar medidas que tenham por objetivo a

conservação e o combate ao desperdício de energia, devendo elaborar, para cada ano subseqüente, programa

de incremento à eficiência no uso e na oferta de energia elétrica, que contemple a aplicação de recursos

correspondentes a, no mínimo, 1% da sua receita anual de fornecimento de energia elétrica.

Ainda, o Contrato de Concessão Piratininga prevê a liberdade de escolha do fornecedor pelos consumidores de

energia elétrica na área de concessão da CPFL Piratininga, determinando que, ressalvados os contratos de

fornecimento vigentes, a concessão da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica não conferem à

CPFL Piratininga direito de exclusividade sobre tais consumidores.

CPFL Santa Cruz

(i) Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz

Nos termos do Contrato de Concessão nº 21/99, de 3 de fevereiro de 1999, o Poder Concedente, por

intermédio do MME e da ANEEL, concedeu à Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz o direito de

explorar serviços públicos de distribuição de energia elétrica para certos municípios do Estado de São Paulo e

um apenas no Estado do Paraná, conforme relação constante do Anexo I do referido Contrato de Concessão.

A concessão outorgada à CPFL Santa Cruz possui prazo de 30 anos, renováveis por igual período, desde que

requerido ao Poder Concedente com até 36 meses de antecedência do término do Contrato de Concessão

CPFL Santa Cruz. O Poder Concedente manifestar-se-á sobre a prorrogação da concessão até o 18º mês que

anteceder ao término contratual. O deferimento da prorrogação levará em conta os relatórios de fiscalização

204

emitidos periodicamente pela ANEEL, nos quais há apontamentos sobre a regularidade dos serviços prestados

pela concessionária. A não manifestação do Poder Concedente no prazo mencionado implicará na prorrogação

automática do Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz.

As instalações de transmissão citadas na Cláusula Segunda do Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz são

consideradas parte integrante da concessão de distribuição de energia elétrica. Tais instalações poderão ser

incluídas ou excluídas do acervo de instalações de transmissão da Rede Básica, por determinação do Poder

Concedente, mediante ressarcimento, em conformidade com a regulamentação que vier a ser estabelecida.

Ressalvados os contratos de fornecimento vigentes à época da celebração do Contrato de Concessão CPFL

Santa Cruz, a concessão não confere à CPFL Santa Cruz direito de exclusividade relativamente aos

consumidores que, por força da Lei de Concessões do Setor Elétrico, são livres para optar por fornecedor com

quem contratarão sua compra de energia elétrica. Além disso, de acordo com o Contrato de Concessão CPFL

Santa Cruz, a concessão não confere exclusividade de atendimento da CPFL Santa Cruz nas áreas onde foi

constatado pelo Poder Concedente a atuação de fato de cooperativas de eletrificação rural como prestadoras

de serviços públicos, para fins de cumprimento do art. 23 da mencionada Lei n° 9.074/95.

Nos termos do Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz, a concessionária deve comunicar ao Poder

Concedente antes de desenvolver atividades empresariais diversas da exploração da atividade de distribuição

de energia elétrica, e contabilizar as receitas assim auferidas em separado.

Segundo o Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz, o serviço de distribuição de energia elétrica poderá ser

interrompido em situação de emergência ou, após prévio aviso, nas seguintes hipóteses: (i) por motivos de

ordem técnica, ou de segurança das instalações; e (ii) quando ocorrer inadimplemento do consumidor na

contraprestação devida à CPFL Santa Cruz. Em qualquer hipótese, a suspensão da prestação dos serviços

prestados pela CPFL Santa Cruz somente ocorrerá após 45 dias do inadimplemento, considerando que,

verificada tal hipótese, a CPFL Santa Cruz terá prazo de 15 dias para notificar o inadimplente, conferindo-o

prazo adicional de 30 dias para que regularize sua situação perante a CPFL Santa Cruz. Esse dispositivo foi

parcialmente alterado pelo artigo 91 da Resolução nº. 456, de 29 de novembro de 2000, da ANEEL, que prevê

15 dias contados a partir do vencimento para a suspensão do fornecimento dos serviços.

Em relação às tarifas, o Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz prevê que a concessionária não poderá

dispensar tratamento tarifário diferenciado aos usuários de uma mesma classe de consumo, nas mesmas

condições de atendimento.

O Contrato de Concessão CPFL Santa Cruz prevê o funcionamento do conselho de consumidores.

CPFL Geração (i) Contrato de Concessão CPFL Geração

Nos termos da Resolução Autorizativa nº 766, de 19 de dezembro de 2006, publicada no D.O.U. de 4 de

janeiro de 2007, a ANEEL anuiu com a incorporação da CPFL Centrais Elétricas S.A. e da Semesa S.A., e como

conseqüência desta operação, a CPFL Geração passou a ser a titular do Contrato de Concessão nº 015/1997-

ANEEL e da concessão da Central Geradora Hidrelétrica Ponte do Silva, cujos antecedentes estão abaixo

colocados.

205

CPFL Centrais Elétricas S.A.

Em 19 de novembro de 1997, por intermédio do Decreto s/no foi outorga à Emissora Paulista de Força e Luz -

CPFL, concessão para produção de energia elétrica, pelo prazo de 30 (trinta) anos, através dos seguintes

aproveitamentos no Estado de São Paulo:

Usina Rio Município 1. Americana Atibaia Americana 2. Eloy Chaves Mogi Guaçu Espírito Santo do Pinhal 3. Jaguari Jaguari Pedreiras 4. Capão Preto Quilombo/Negro São Carlos 5. Cariobinha Ribeirão Quilombo Americana 6. Chibarro Ribeirão Chibarro Araraquara 7. Dourados Sapucaí Mirim Nuporanga 8. Esmeril Ribeirão Esmeril Patrocínio Paulista 9. Gavião Peixoto Jacaré-Açú Gavião Peixoto 10. Lençóis Lençóis Macatuba 11. Pinhal Mogi Guaçu Esp Santo do Pinhal 12. Salto Grande Atibaia Campinas 13. Santana Jacaré-Guaçu São Carlos 14. São Joaquim Sapucaí-Mirim Guará 15. UTE Carioba - Americana

Em 20 de novembro de 1997, foi celebrado o Contrato de Concessão no 015/1997-ANEEL/CPFL o qual regula a

referida concessão de geração outorgada, bem como regula também a concessão dos seguintes

empreendimentos, autorizados pelo Ofício DNAEE no 284, de 4 de outubro de 1996, com Potência Instalada

até 1.000 kW:

UHE Rio Município 16. Salto Pinhal Mogi-Guaçu Espírito Santo do Pinhal 17. Socorro Rio do Peixe Socorro 18. Buritis Bandeira Buritizal 19. Três Saltos Pinheirinho Torrinha 20. Monjolinho Ribeirão Monjolinho São Carlos

Pelo Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão no 015/1997, de 19 de junho de 2001, formalizou-se a

transferência da concessão de geração para a empresa CPFL – Geração de Energia S.A. E ainda, pelo Quinto

Termo Aditivo ao mesmo Contrato de Concessão, datado de 16 de novembro de 2006, foi reconhecida a

transferência do controle societário das empresas Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL e CPFL – Geração

de Energia S.A. para a Emissora.

Finalmente, em 16 de novembro de 2006, foi celebrado o Sexto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão no

015/1997 cujo objeto foi formalizar a transferência da concessão para a empresa CPFL Centrais Elétricas S.A.

SEMESA S.A.

Em 14 de outubro de 1953, por intermédio do Decreto no 34.213, foi outorgada à Companhia Hidro-Elétrica do

Rio São Luiz, concessão para o aproveitamento da energia hidráulica do desnível existente no rio São Luiz,

Município de Manhuaçu, Estado de Minas Gerais, pelo prazo de trinta (30) dias, onde se localiza o seguinte

aproveitamento:

CGH Rio Município 1. Ponte do Silva São Luiz Manhuaçu

206

Em 30 de outubro de 1989, por intermédio da Portaria nº 177 publicada em 24 de novembro de 1989 –

DNAEE, foi prorrogado o prazo da concessão por mais de 30 (trinta) anos, outorgada à Companhia

Hidroelétrica do Rio São Luiz - CIRILUX, pelo Decreto 34.213 de 14.11.1953, para o aproveitamento da

energia hidráulica do rio São Luiz, município de Manhuaçu, (MG). Em 13 de janeiro de 1998, por intermédio da Resolução ANEEL nº 008/1998, foi autorizada a transferência

para a empresa Serra da Mesa Energia S.A. da concessão para o aproveitamento da energia hidráulica de um

trecho do rio São Luiz, localizado no Município de Manhuaçú, Estado de Minas Gerais, outorgada à Companhia

Hidroelétrica do Rio São Luiz – CIRILUX. Reestruturações societárias anteriores

Por meio da Resolução nº 582, de 21 de dezembro de 2001, foi aprovada a reestruturação societária da

SEMESA e da CPFL Geração. Deste processo alguns dados merecem registro:

• UHE Serra da Mesa: A Usina Hidrelétrica de Serra da Mesa, com Potência Instalada de 1.275 MW, está

localizada no rio Tocantins, Municípios de Cavalcante e Minaçú, Estado de Goiás, cuja concessão foi outorgada

à FURNAS Centrais Elétricas S.A. por meio do Decreto n° 85.983, de 06 de maio de 1981. Em 26 de abril de

1995, Furnas, na qualidade de concessionária, e a Energisa – Empresa Energética S.A. (depois sucedida pela

empresa Serra da Mesa Energia S.A.), na qualidade de parceiro, celebraram o Contrato Geral de

Arrendamento, para conclusão, pelo Parceiro, das obras do então AHE Serra da Mesa, e para o arrendamento,

pelo Parceiro à Furnas, dos bens e instalações postos em serviço na usina, pelo quê o Parceiro detém

participação na disponibilidade de potência e energia.

• A primeira etapa da operação reestruturação compreendeu: aporte de bens, direitos e obrigações da Serra

da Mesa Energia S.A. para a SEMESA S.A., referentes ao Contrato de Arrendamento referente à Usina

Hidrelétrica de Serra da Mesa, bem como transferência da concessão da CGH Ponte do Silva, detida pela Serra

da Mesa Energia S.A., para a SEMESA S.A.

• A segunda e terceira etapas da operação compreenderam: a transferência do controle societário da

SEMESA S.A., detido pela Serra da Mesa Energia S.A., para a CPFL Geração de Energia S.A.

Mediante a Resolução nº 782, de 23 de dezembro de 2002, aprovou-se a proposta de transferência das

concessões outorgadas à CPFL Geração de Energia S.A. para a Nova 1 Participações S.A. (então a razão social

da CPFL Centrais Elétricas S.A.), incluindo a versão dos bens, direitos e obrigações vinculados a essas

concessões.

DO CONTRATO DE CONCESSÃO Nº 015/99-ANEEL

A concessão outorgada à CPFL Geração possui prazo de 30 anos, renováveis por igual período, desde que

requerido ao Poder Concedente com até 36 meses de antecedência do término do Contrato de Concessão

CPFL Geração. O Poder Concedente manifestar-se-á sobre a prorrogação da concessão até o 18º mês que

anteceder ao término contratual.

207

ATIVO IMOBILIZADO

As principais propriedades da Emissora consistem em usinas hidrelétricas, subestações e redes de distribuição

localizadas nos Estados de São Paulo, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Goiás. O valor contábil líquido do

imobilizado total em 30 de junho de 2007 era de R$ 5.887,7 milhões. De modo geral, as instalações da

Emissora estão adequadas às suas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam. A

Emissora também tem servidões de passagem para suas linhas de distribuição, que são ativos próprios e não

revertem aos proprietários da terra quando da expiração das concessões.

Adicionalmente, a Emissora está envolvida na construção de 3 novas instalações hidrelétricas (Castro Alves; 14

de Julho e Foz do Chapecó). A previsão de investimento total nestas instalações é de aproximadamente R$

2.991 milhões, sendo que o investimento da Emissora corresponderá a R$ 1.633 milhões. A Emissora ainda

possui um imóvel em Campinas, Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5, onde se localiza a sede da CPFL Paulista

e CPFL Piratininga, em um terreno de 81.254,15 m2, com área construída de 44.809,05 m2.

De acordo com a lei, alguns dos imóveis e instalações essenciais para o cumprimento das obrigações da

Emissora, nos termos dos Contratos de Concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos

a quaisquer credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL.

Apesar de outorgar concessões para a construção de usinas hidrelétricas, 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 afetados.

Uma vez que tenha conduzido tais negociações, a concessionária pode solicitar a emissão de um decreto de

desapropriação à ANEEL. A ANEEL estuda a solicitação e verifica 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 concessionária 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.

Adicionalmente, a Emissora está envolvida na construção de três novas instalações hidrelétricas (Castro Alves,

14 de Julho e Foz do Chapecó). A previsão de investimento total nessas instalações é de aproximadamente R$

2.991 milhões, sendo que o investimento da Emissora corresponderá a R$ 1.633 milhões.

208

Na data deste Prospecto, a Emissora era proprietária de 906 imóveis comerciais nos Estados de São Paulo, Rio

Grande do Sul e Paraná, dentre os quais se destacam:

Município Endereço Terreno (m2 ) Área Construída (m2 )

Araraquara Av. José Salles Gadelha, 100 65.000,00 6.033,00

Bauru Rua Wenceslau Braz, 8-8 35.466,90 6.059,91

Barretos Av. Almirante Gago Coutinho, 500 7.744,00 2.638,00

Campinas Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 2,5 81.254,15 44.809,05

Campinas Rod. Campinas Mogi Mirim, Km 12 92.344,00 510,00

Franca Av. Eufrásia M. Petraglia, 340 17.515,32 3.046,46

Lins Rua Paulo Ap. Giraldi, 710 11.605,37 3.285,00

Marília Av. José de Grande, 332 5.800,00 2.726,50

Santa Cruz Rio Pardo/SP Rua Simão Cabral, 124 1.200,00 412,90

Santa Cruz Rio Pardo/SP Rua Simão Cabral, 144 400,00 149,90

Santa Cruz Rio Pardo/SP Rua Simão Cabral, 154 414,20 86,00

Ipaussu/SP Rua Prof. Pedro Leme B. Sobrinho, 680 880,00 452,20

Ipaussu/SP Rua Prof. Pedro Leme B. Sobrinho, 680 738,00 363,63

Ipaussu/SP Praça Dr. Raphael de Souza, 220 1.760,00 368,30

Piraju/SP Praça Joaquim Antonio de Arruda, 155 2.354,40 2.692,21

Jacarezinho/PR Rua Theofelo O. Broberg - Centro 2701,70 197,00

Avaré/SP Rua Para,1670 1.133,00 264,30

Avaré/SP Rua Para,1415 359,60 138,80

Avaré/SP Estrada da Onça 76.975,00 408,60

Avaré/SP Rua Major Mariano, 569 4.800,00 257,00

Barra de Jacaré/PR Rua Rui Barbosa, 115 1.365,00 64,20

Chavantes/SP Rua Antonio Fontes, 725 4.140,00 307,40

Ourinhos/SP Rua Expedicionário, 295 608,00 404,30

Taquarituba/SP Rua Mal. Floriano Peixoto, 858 566,00 86,00

Óleo/SP Praça Papa Paulo VI, 282 161,70 97,50

Cerqueira César/SP Av.Rio de Janeiro, 02 1.095,00 150,25

Ourinhos/SP Rua Horácio Soares – Jardim Paulista 5.855,00 174,60

Ribeirão Claro/PR Rua Mal. Theodoro da Fonseca, 615 968,00 216,10

Timburi/SP Rua Expedicionários, 708 1.023,00 95,94

Ubirajara/SP Rua Major Leônidas Vieira, 505 804,00 76,15

Bernardino de Campos/SP Av. da Saudade, 200 e 296 5.320,00 307,90

Paranapanema/SP Rua Deolindo Menck, 200 400,00 120,00

Taquarituba/SP Av. Cel. João Quintino, 975 1.137,00 25,20

Taquaras/SP Rua Ângelo Bergamo, 1031 2.400,00 333,70

Itaí/SP Rua Nicolau Gesualdi 25.100,00 126,00

Paranapanema/SP Rod. Raposo Tavares 6.000,00 308,80

Águas Santa Bárbara/SP Av. José Costa, 1000 2.610,00 138,85

Ourinhos/SP Rod. Raposo Tavares 14.290,85 152,46

209

Itaí/SP Rua 15 de Novembro, 1342 720,00 153,31

Jacarezinho/SP Santos Dumont, 111 374,00 153,60

Ipaussu/SP Rod. Raposo Tavares 3.250,00 43,20

São Pedro do Turvo/SP Rod. Sebastião T. Coelho 4.249,99 84,00

Taguaí/SP Rua Pedro Alcântara Ribeiro, 91 210,00 78,01

São Pedro do Turvo/SP Rua Garcia Braga, 272 301,60 92,44

Tejupá/SP Rua Alexandre Absy, 283 362,67 95,40

Sarutaiá/SP Rua Catarina Milani Maluly, 46 646,00 101,06

Arandú/SP Av. João Paulo II, 330 2.723,00 82,13

Ourinhos/SP Rua Antonio Carlos Mori, 677 1.848,63 744,22

Taguaí/SP Rodovia SP 249 4.000,00 98.96

Sarutaiá/SP Rua A, 76 2.364,46 98,96

Santos Av. Rangel Pestana, 150 a 218 106.589,69 9.296,96

Salto Rodovia Convenção Republicana, 57 23.532,93 1.932,87

Santos Av. Rangel Pestana, 384 15.950,00 1.416,89

Vinhedo Rua Parsch, s/n 13.107,84 0,00

Sorocaba Rua Ubaldino do Amaral, 202 11.596,87 1.709,89

Sorocaba Rua Antonio R. Claro Sobrinho, 25 11.138,50 5.197,74

Jundiaí Av. Antonio Frederico Ozanan, 1.240 10.000,00 5.638,07

Santos Rua Marquês de Herval, 116 7.902,00 1.723,03

Macatuba Rod. Macatuba x Barra Bonita, Km 9 1.052.984,00 1.587,43

Araraquara Rua Isidora, s/n 607.500,00 2.838,00

Americana Estrada Americana – Cosmópolis, Km 2 444.628,81 3.697,00

São Carlos Rod. São Carlos x R. Bonito, Km 22 440.200,00 1.809,20

Espírito Santo do Pinhal Est. Esp. Sto. Pinhal x Jacutinga, Km 10 363.359,63 5.634,86

Guará Est. S. J. Barra x S. J. Bela Vista, Km 9 331.900,00 2.185,00

Campinas Rod. Joaquim Egídio x Pedreira, Km 9 303.579,97 2.750,00

Americana Avenida São Gerônimo, 3.100 301.057,00 2.864,00

Erechim Rua Palmiro Tosseto 89 24.373,00 990,16

Tapejara RS 463 ( 6KM antes de Tapejara) 17.457,21 40,00

Palmeira das Missões Rua Pinheiro Machado, 500 13.036,00 1.715,25

São Luiz Gonzaga Local denominado Piraju 13.000,00 40,00

Antônio Prado Rua Santo Angelo Golin, s/n 12.006,55

Cruz Alta Av. Presidente Vargas, 120 11.239,00 1.906,66

São Luiz Gonzaga Rua Borges do Canto, 297 10.640,00 1.208,00

Soledade Rua Marechal Floriano, s/n 10.334,00 20,00

A Emissora é também locatária de 59 imóveis.

210

COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Abaixo uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e a Lei das Sociedades por Ações. Capital Social O capital social da Emissora, em 30 de junho de 2007, era de R$ 4.734.789.799,45 (quatro bilhões, setecentos e trinta e quatro milhões e oitenta e nove mil, setecentos e noventa e nove reais e quarenta e cinco centavos), dividido em 479.756.730 (quatrocentas e setenta e nove milhões, setecentas e cinqüenta e seis mil, setecentas e trinta) ações ordinárias, escriturais, e sem valor nominal. O quadro abaixo indica a composição acionária da Emissora em 30 de junho de 2007:

Alterações relevantes na participação dos membros do grupo de controle

O quadro abaixo indica as alterações havidas na composição acionária da Emissora ao final dos 3 últimos

exercícios sociais:

2004 2005 2006 2004 2005 2006

Acionistas Ações Ordinárias Participação %

VBC Energia S.A. 170.214.676 184.673.695 139.002.673 37,69 38,49 28,97

521 Participações S.A. 149.230.369 149.230.369 149.230.373 33,04 31,11 31,11

Bonaire Participações S.A. 61.503.529 60.713.509 60.713.511 13,62 12,65 12,65

BNDES Participações S.A. 23.005.251 23.005.251 24.789.436 5,09 4,80 5,17

Membros do Conselho de Administração 21 21 11 0,00 0,00 0,00

Membros da Diretoria Executiva 38.671 43.378 31.657 0,01 0,01 0,01

Demais Acionistas 47.636.252 62.090.507 105.989.069 10,55 12,94 22,09

Total 451.628.769 479.756.730 479.756.730 100,00 100,00 100,00

Breve Descrição dos Principais Acionistas (Acionistas Controladores) VBC Energia S.A. (“VBC”) A VBC foi constituída em 25 de março de 1997 com o objetivo de participar direta e indiretamente do capital de empresas do Setor Elétrico Brasileiro. Trata-se é uma sociedade por ações, controlada pela Votorantim Energia Ltda. e Camargo Corrêa S.A., que tem por objeto (i) participar de empresas do setor energético ou a ele vinculadas que distribuam, comercializem, gerem e operem usinas produtoras e linhas de transmissão de qualquer tipo de energia, podendo promover fusões, incorporações, cisões ou outras formas de associação de empresas; (ii) participar de empresas do setor de saneamento ou a ele vinculadas podendo promover fusões,

Ações Acionista Quantidade %

521 Participações S.A. 149.230.373 31,11 VBC Energia S.A. 139.002.671 28,97 Bonaire Participações S.A. 60.713.511 12,65 Brumado Holdings S.A. 28.420.052 5,92 BNDES Participações S.A. - BNDESPAR 24.789.436 5,17 Conselho de Administração - Independente 100 0,00 Conselho de Administração 3.012 0,00 Membros de Diretoria 30.795 0,01 Outros 77.566.780 16,17 Total 479.756.730 100

211

incorporações, cisões ou outras formas de associação de empresas; (iii) realizar estudos, projetos de construções de usinas produtoras e de linhas de transmissão; (iv) intermediar e operacionalizar negócios no país e no exterior; e (v) prestar consultoria e assessoria de negócios, inclusive para importação e exportação de bens e serviços. 521 Participações S.A. (“521 Participações”) A 521 Participações é uma sociedade por ações, controlada por dois fundos de investimento que têm como quotista a Previ - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil, que tem por objeto (i) participar no capital de outras sociedades, civis ou comerciais, como acionista, sócia ou quotista e (ii) participar de associações, inclusive sem personalidade jurídica, consórcios, empreendimentos conjuntos (joint ventures) e similares. Bonaire Participações S.A. (“Bonaire”) A Bonaire é uma holding, constituída na forma de uma sociedade por ações em 29 de agosto de 1997, controlada pelo Fundo Icatu Energia São Paulo FMIA – CL, tendo por objeto a participação como acionista da Emissora, de forma direta ou indireta, bem como em sociedades em que os acionistas diretos ou indiretos da CPFL venham a participar como quotistas ou acionistas. Dividendos Os acionistas de sociedades por ações têm direito de receber como dividendo obrigatório, em cada exercício, a parcela dos lucros estabelecida no estatuto social. O estatuto social estabelece o dividendo como porcentagem do lucro apurado no final do exercício social de cada ano. Nos termos de seu Estatuto Social, a Emissora poderá declarar dividendos intermediários à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes em balanço anual ou semestral, cujos montantes poderão integrar o cálculo do dividendo obrigatório anual. De acordo com o estatuto social da Emissora, o dividendo obrigatório é equivalente a 25% (vinte e cinco por cento) do lucro líquido ajustado, nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações.

Histórico dos Pagamentos dos Dividendos

O quadro abaixo demonstra os valores pagos aos acionistas da Emissora, a título de dividendos, para os

períodos indicados:

Provento Aprovação da

distribuição Data da Aprovação da Distribuição

Término do Exercício Social

Lucro Líquido no Período (em milhares de reais)

Valor do Provento por Ação

Montante do Provento (em milhares de reais)

Data de Início do Pagamento

Dividendo RCA 28/07/2004 31/12/2004 278.919 0,0303071510 124.826 30/09/2004 Dividendo AGO/E 29/04/2005 31/12/2004 278.919 0,3103139460 140.147 12/05/2005 Juros Sobre Capital Próprio

RCA 29/06/2005 31/12/2005 946.407 0,1684122660 76.920 09/09/2005

Dividendo RCA 09/08/2005 31/12/2005 946.407 0,7086771370 323.677 09/09/2005 Juros Sobre Capital Próprio

AGO 20/04/2006 31/12/2005 946.407 0,2278137950 109.295 20/04/2006

Dividendo AGO 20/04/2006 31/12/2005 946.407 0,8112329730 389.195 20/04/2006 Dividendo RCA 09/08/2006 31/12/2006 1.404.096 1,2756068650 611.981 29/09/2006 Dividendo AGO 10/04/2007 31/12/2006 1.404.096 1,5047421610 721.910 27/04/2007

212

Acordo de Acionistas Os acionistas da Emissora firmaram um acordo de acionista, cujas partes são VBC Energia, 521 Participações, Bonaire e na qualidade de interveniente anuente, a Emissora, no qual são regulados os termos e condições do compartilhamento do controle da Emissora e de suas subsidiárias. Nos termos do Acordo de Acionistas, determinados atos exigem a aprovação de, no mínimo, VBC Energia e 521 Participações (pelo menos 70% (setenta por cento) das ações objeto do Acordo de Acionistas), incluindo, dentre outros, eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente); definição da política de dividendos; constituição e extinção de controladas; aquisição e venda de investimentos em outras empresas; alteração de contratos de concessão de qualquer controlada, incluindo a Emissora. Transações com Partes Relacionadas As transações com partes relacionadas da Emissora são realizadas em condições normais de mercado e apresentaram os seguintes principais saldos e movimentações acumuladas nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2006 e 2005:

ATIVO PASSIVO



2005 2006 2006 2007

Banco Bradesco S.A.

Aplicações Financeiras 708.601 175.097

Cauções e Depósitos Vinculados 7.772 16.292

Banco Votorantim S.A.

Aplicações Financeiras 16.374

Empréstimos e Financiamentos 4.882

Construções e Comércio Camargo Correa S.A.

Aquisição de Imobilizado 23.419 14.883

Cimento Rio Branco S.A.


Camargo Correa Cimento S.A.


Companhia Brasileira de Alumínio


Compra de Material 404 3


Votorantim Metais


(i) Aplicações Financeiras - Fundo de Investimento exclusivo, com rentabilidade calculada pela variação do CDI, e tem liquidez diária. (ii) Caução e Dep. Vinculados - CDB´s vinculados (Garantia) para participação em leilões de energia elétrica, rentabilidade de 98,8% do CDI, com vencimentos diversos.

213

(iii) Prestação de Serviço - Prestação de serviços de escrituração de debêntures e ações escriturais.

(iv) Empréstimos e Financiamentos - Empréstimos contratados em condições normais de mercado.

(v) Aquisição de Imobilizado - Aquisição de equipamentos, cabos para aplicação nas atividades de

distribuição e geração.

(vi) Venda de Energia - Receita pelo fornecimento de energia elétrica.

(vii) Compra de Material - Materiais para uso e consumo.

(viii) TUSD – Receita pelo Uso do Sistema de Distribuição.

(ix) Fiança – Fianças concedidas no âmbito de emissões de debêntures subordinadas da CPFL

Piratininga e CPFL Paulista.

214

INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS

Ações Em setembro de 2004, a Emissora realizou a distribuição pública primária de 39.579.729 (trinta e nove

milhões, quinhentas e setenta e nove mil, setecentas e vinte e nove) ações ordinárias, e a distribuição

secundária de 7.915.950 (sete milhões, novecentos e quinze mil, novecentos e cinqüenta) ações ordinárias da

VBC Energia S.A., com a distribuição simultânea de 18.998.271 (dezoito milhões, novecentas e noventa e oito

mil, duzentas e setenta e uma) ações no Brasil, e 28.497.408 (vinte e oito milhões, quatrocentas e noventa e

sete mil, quatrocentos e oito) ações no exterior, sob a forma de 9.499.136 (nove milhões, quatrocentas e

noventa e nove mil, cento e trinta e seis) American Depositary Shares representadas por American Depositary Receipts. Em novembro de 2004, o coordenador global da emissão adquiriu um lote adicional de ações,

chegando ao total de 47.674.923 (quarenta e sete milhões, seiscentos e setenta e quatro mil, novecentos e

vinte e três) ações, perfazendo o total de R$820.962.174,06 (oitocentos e vinte milhões, novecentos e

sessenta e dois mil, cento e setenta e quatro, e seis centavos de real).

Atualmente, as ações de emissão da Emissora são negociadas na BOVESPA, sob o código CPFE3.

No ano de 2006, o volume médio diário de negociação das ações da Emissora foi de R$ 17,3 milhões, sendo

R$ 9,1 milhões na BOVESPA e R$ 8,1 milhões na NYSE. As ações encerraram o ano de 2006 cotadas a R$

28,00 e US$ 41.38, respectivamente. No primeiro semestre de 2007, o volume médio diário de negociação das

ações foi de R$ 31,2 milhões, sendo R$ 19,2 milhões na BOVESPA e R$ 11,9 milhões na NYSE. As ações

encerraram esse período cotadas a R$ 38,76 e US$ 60,73, respectivamente.

Debêntures CPFL Paulista

Em 30 de abril de 2004, a Assembléia Geral de Acionistas da Emissora aprovou a 2ª emissão de debêntures,

para subscrição pública, composta por 25.000 (vinte e cinco mil) debêntures, não conversíveis em ações, da

espécie quirografária, valor nominal unitário de R$ 10.000,00 totalizando R$ 250.000.000,00, com data de

emissão em 1º de julho de 2004. Esta emissão das debêntures foi também dividida em duas séries, sendo

11.968 debêntures na primeira e 13.032 debêntures na segunda série, ambas com vencimento em 1º de julho

de 2009. As debêntures da primeira série são remuneradas à taxa de 109% da Taxa DI e as da segunda série,

pelo IGP-M, acrescida de juros à taxa de 9,80% ao ano. Em 30 de junho de 2007, o saldo das debêntures da

2ª emissão totalizava R$ 287.834 mil.

Em 1º de dezembro de 2006, houve o lançamento da 3ª emissão pública de debêntures, em série única,

composta por 64.000 (sessenta e quatro mil) debêntures, não conversíveis em ações, da espécie subordinada,

valor nominal unitário de R$ 10.000, totalizando R$ 640.000 mil, remuneradas à taxa de 104,4% da Taxa DI,

com vencimento em 1º de dezembro de 2013. Em 30 de junho de 2007, o saldo das debêntures da 3ª

emissão totalizava R$ 645.724 mil.

215

CPFL Piratininga

Em 6 de janeiro de 2006, o Conselho de Administração da CPFL Piratininga aprovou a 1ª emissão de

debêntures simples para subscrição pública, composta por 40.000 (quarenta mil) debêntures, não conversíveis

em ações, da espécie subordinada, valor nominal unitário de R$ 10.000,00 totalizando R$ 400.000.000,00,

com data de emissão em 1º de janeiro de 2006. Essas debêntures da CPFL Piratininga foram emitidas em série

única, tendo vencimento em 1º de janeiro de 2011, e sendo remuneradas à taxa de 104% da Taxa DI. Em 30

de junho de 2007, o saldo das debêntures da 1ª emissão da CPFL Piratininga totalizava R$ 424.816 mil.

RGE

Em 17 de março de 2005 e 13 de abril de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária da RGE aprovou a 2ª

emissão de debêntures simples para subscrição pública, composta por 23.000 (vinte e três mil) debêntures,

não conversíveis em ações, da espécie quirografária, valor nominal unitário de R$ 10.000,00, totalizando R$

230.000.000,00, com data de emissão em 1º de abril de 2005. Essas debêntures da RGE foram emitidas em

duas séries, tendo as debêntures da 1ª série vencimento em 1º de abril de 2011, e as debêntures da 2ª série

tem vencimento em 1º de abril de 2009. As debêntures da 1ª série são remuneradas à taxa de 9,6% do IGP-

M, enquanto as debêntures da 2ª série são remuneradas à taxa de 106% da Taxa DI. Em 30 de junho de

2007, o saldo das debêntures da 2ª emissão da RGE totalizava R$ 236.830 mil.

Baesa

A Assembléia Geral Ordinária e o Conselho de Administração da Baesa aprovaram, em 18 de agosto de 2004 e

27 de agosto de 2004, a 1ª emissão de debêntures simples para subscrição pública, composta de 18.000

(dezoito mil) debêntures, todas nominativas, escriturais, não conversíveis em ações, da espécie subordinada,

com valor nominal unitário de R$ 10.000,00, totalizando R$ 180.000.000,00, com data de emissão em 1º de

agosto de 2004. Essas debêntures da Baesa foram emitidas em duas séries, ambas com vencimento em 1º de

agosto de 2016. As debêntures da 1ª série foram inicialmente remuneradas à taxa de 105% da Taxa DI,

sendo que na repactuação ocorrida em 1º de agosto de 2007 a remuneração passou para taxa DI acrescida de

0,3% ao ano. As debêntures da 2ª série tiveram a remuneração inicial fixada de acordo com a variação do

IGP-M acrescida de 9,55% ao ano, sendo que em Assembléia Geral de Debenturistas ocorrida em 26 de

outubro de 2006 a remuneração foi alterada para IGPM acrescida de 10,3% ao ano. Em 30 de junho de 2007,

o saldo das debêntures da 1ª emissão da Baesa totalizava R$ 119.426 mil e da 2ª Emissão totalizava R$

46.911 mil.

Notas Promissórias Em 16 de maio de 2007, o Conselho de Administração da Emissora aprovou a 4ª emissão de notas

promissórias da Emissora, composta por 39 (trinta e nove) notas promissórias comerciais em série única, com

valor unitário de R$ 11.250.000,00 (onze milhões e duzentos e cinqüenta mil reais). A totalidade das Notas

Promissórias da 4ª Emissão foi subscrita e integralizada em 18 de junho de 2007, uma vez que as Notas

Promissórias têm prazo de vencimento de 180 dias, seu pagamento deverá ser feito em 12 de dezembro de

2007. As Notas Promissórias da 4ª Emissão são remuneradas à taxa de 101,90% (cento e um inteiros e

noventa centésimos por cento) da Taxa DI, os quais deverão ser pagos na data de vencimento das Notas

Promissórias. O saldo devedor das Notas Promissórias de 4ª Emissão totalizava, em 30 de junho de 2007, R$

440.554 mil.

216

PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA Regras do Novo Mercado Em 2000 a BOVESPA, com o objetivo de fazer com companhias abertas brasileiras que sigam melhores

práticas de governança corporativa, criou o chamado Novo Mercado. O Novo Mercado é destinado à

negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir com práticas

de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em relação àquelas já

impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a

qualidade da informação fornecida aos acionistas.

A Emissora, de modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebrou em 2004 um contrato

com a BOVESPA visando cumprir com os requisitos de listagem do Novo Mercado.

Dentre os diversos requisitos a serem atendidos pela Emissora encontra-se a obrigação de alinhar seu Estatuto

Social às disposições do Novo Mercado. Adicionalmente, a Emissora também se obrigou a alinhar o Estatuto

Social de suas controladas diretas ao seu próprio Estatuto Social.

Política de Divulgação de Ato ou Fato Relevante A Emissora segue as recomendações do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC. Dentre estas

recomendações podem-se destacar as seguintes práticas adotada pela Emissora:

• Transparência (disclosure);

• Equidade;

• Prestação de contas (accountability); e

• Responsabilidade Corporativa.

A Emissora possui uma política interna para divulgação de ato ou fato relevante ou sobre os procedimentos

relativos a manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante ainda não divulgado ao mercado, em

conformidade com a Instrução CVM n.° 358.

De acordo com sua política interna, considera-se relevante qualquer decisão de acionista controlador,

deliberação da assembléia geral ou dos órgãos de administração da Emissora, ou qualquer outro ato ou fato

de caráter político-administrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos seus

negócios que possa influir de modo ponderável:

(i) na cotação dos valores mobiliários emitidos pela Emissora ou a eles referenciados;

(ii) na decisão dos investidores de comprar, vender ou manter aqueles valores mobiliários; ou

(iii) na decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos envirenses à condição de titular de

valores mobiliários emitidos pela Emissora ou a eles referenciados.

217

Cumpre ao Diretor de Relações com Investidores o dever de divulgar e comunicar à CVM e a BOVESPA, qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da Emissora, bem como zelar por sua ampla e imediata disseminação, simultaneamente em todos os mercados em que tais valores mobiliários sejam admitidos à negociação. De acordo com a política interna da Emissora, a divulgação de qualquer ato ou fato relevante, deverá ser feita através de publicação nos jornais de grande circulação utilizados habitualmente pela Emissora, podendo ser feita de forma resumida com indicação dos endereços na rede mundial de computadores, onde a informação completa deverá estar disponível a todos os investidores, em teor no mínimo idêntico àquele remetido à CVM e à BOVESPA. Os acionistas controladores, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, têm o dever, conforme a política interna da Emissora, de comunicar expressamente, por escrito, qualquer ato ou fato relevante de que tenham conhecimento ao Diretor de Relações com Investidores, que, caso seja o caso, promoverá sua divulgação. As divulgações a serem feitas pelo Diretor de Relações com Investidores ocorrerão, sempre que possível, antes do início ou após o encerramento dos negócios nas bolsas de valores e entidades do mercado de balcão organizado em que os valores mobiliários de emissão da Emissora sejam admitidos à negociação. A política interna da Emissora prevê a hipótese de que atos ou fatos relevantes podem, excepcionalmente, deixar de ser divulgados se os acionistas controladores ou os administradores entenderem que sua revelação porá em risco interesse legítimo da Emissora. Neste sentido, os acionistas controladores, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, e os empregados da Emissora devem guardar sigilo das informações relativas ato ou fato relevante às quais tenham acesso privilegiado em razão do cargo ou posição que ocupam, até sua divulgação ao mercado, bem como zelar para que subordinados e terceiros de sua confiança também o façam, respondendo solidariamente com estes na hipótese de descumprimento. Na hipótese da informação mantida sob sigilo escapar ao controle ou se ocorrer oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada dos valores mobiliários da Emissora ou a eles referenciados, os acionistas controladores e ou administradores deverão, diretamente ou através do Diretor de RI, divulgar imediatamente ao mercado tal ato ou fato relevante. A não observância da política interna de divulgação, poderá configurar transgressão às disposições previstas na Instrução CVM n.° 358, podendo sujeitar o infrator às penas de: (a) advertência; (b) multa; (c) suspensão do exercício do cargo; e (d) inabilitação temporária até o máximo de 20 anos, para exercício do cargo. Código de Ética A Emissora obriga seus empregados a observarem o Código de Ética e Conduta Empresarial criado em 2001, e alterado em 2006. Seus preceitos orientam as ações da Emissora, de suas Controladas, e de seus colaboradores nos processos de decisão, que sempre devem ser precedidos de uma avaliação dos impactos dos negócios nos diferentes públicos. Para isso, o Código de Ética e Conduta Empresarial explicita os posicionamentos da empresa quanto a:

(i) responsabilidade dos dirigentes pelo cumprimento dos princípios e das diretrizes do código de ética e de conduta empresarial

(ii) transparência e integridade das informações fornecidas pela empresa;

218

(iii) conflitos de interesse;

(iv) relações de parentesco entre os profissionais da empresa;

(v) relações com partes interessadas;

(vi) negociação de valores mobiliários por profissionais da empresa;

(vii) relações de natureza comercial;

(viii) relações com clientes;

(ix) uso de recursos de propriedade da empresa;

(x) propriedade intelectual e direito autoral;

(xi) relacionamento com o setor público e atividades políticas;

(xii) publicidade, propaganda e concessão de patrocínios;

(xiii) desenvolvimento e valorização profissional;

(xiv) respeito à privacidade e à confidencialidade;

(xv) relações de natureza comercial; (xvi) práticas discriminatórias e respeito à diversidade;

(xvii) trabalho infantil;

(xviii) fiscalização e ações de controle dos livros e registros contábeis;

(xix) assédio de qualquer espécie; e

(xx) corrupção e favorecimento.

Transferência de Ações O Acordo de Acionistas da Emissora prevê certos direitos e obrigações na hipótese de transferência de ações objeto do Acordo de Acionistas, incluindo:

(i) 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.

(ii) 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 adquirente 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%.

219

(iii) 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.

(iv) Direitos de Venda Conjunta (Tag-Along) da Bonaire: Na hipótese de venda, cessão ou

transferência 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.

Política de Dividendos

A política de dividendos estabelece que seja distribuído no mínimo 25% do lucro líquido.

O valor de quaisquer distribuições dependerá de muitos fatores, tais como condição financeira da Emissora,

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 relativas 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.

Outras Informações:

Em 2006, foram intensificados os esforços de adequação dos controles e procedimentos internos (compliance),

às exigências da seção 404 da Lei Sarbanes-Oxley. Nesse sentido, foram documentados 120 processos de

negócio, e realizados o mapeamento e avaliação da eficácia de 895 controles relacionados. Também foi

implantado um sistema de gerenciamento de controles internos, para permitir a avaliação dos controles e

processos, pelos gestores, bem como, uma certificação ascendente dos processos de negócio. A Emissora

arquivou na SEC, em 29 de junho de 2007, seu formulário 20-F, contendo, entre outros, o relatório da

Administração com sua avaliação dos controles internos sobre a preparação das informações financeiras, bem

com parecer dos auditores independentes, conforme exigido pela seção 404 da Lei Sarbanes-Oxley. Como

resultado desses esforços, liderado pelos executivos responsáveis, a Administração da Emissora e seus

auditores independentes concluíram pela adequação e efetividade do ambiente de controles internos, não

tendo sido identificadas fraquezas materiais ou deficiências significativas.

A Emissora está vinculada à Câmara de Arbitragem do Mercado do Novo Mercado da Bovespa, conforme

Cláusula Compromissória constante de seu Estatuto Social.

220

A Emissora integra a lista de indicadores que reúnem empresas com práticas diferenciadas de Governança,

Sustentabilidade e Responsabilidade Corporativa, tais como o Índice de Governança Corporativa — IGC, o

Índice de Ações com Tag Along Diferenciado — ITAG e o Índice de Sustentabilidade Empresarial — ISE, da

Bovespa.

A Emissora foi inserida, pela segunda vez consecutiva, na publicação “Estudos de Caso de Boa Governança

Corporativa”, organizada pela Organization for Economic Cooperation and Development — OECD e pelo

International Finance Corporation — IFC, como uma das oito empresas de destaque na América Latina, em

práticas diferenciadas de Governança Corporativa.

221

ADMINISTRAÇÃO

A Emissora é administrada por um Conselho de Administração, atualmente formado por sete membros, todos

acionistas, eleitos e destituíveis por Assembléia Geral de Acionistas. A Emissora também é composta por uma

Diretoria formada com um Diretor Presidente e 5 Diretores Vice-Presidentes.

Conselho de Administração

O Conselho de Administração da Emissora é responsável por fixar suas diretrizes estratégicas globais e, entre

outras coisas, pelo estabelecimento das políticas empresariais, pela eleição da Diretoria e supervisão do

exercício de suas funções. De acordo com o Estatuto Social da Emissora, o Conselho de Administração poderá

ser composto por um mínimo de sete membros e um máximo de 15 membros. Atualmente, o Conselho de

Administração da Emissora é composto por sete membros e um membro independente (pelo menos 20%

deles devem ser independentes, de acordo com as Regras do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da

BOVESPA e com o Estatuto Social da Emissora). No caso de empate, o presidente do Conselho terá voto de

qualidade. O Conselho de Administração reúne-se pelo menos uma vez a cada três meses ou sempre que

solicitado pelo Presidente, na forma do Estatuto Social.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, cada conselheiro deve ser necessariamente acionista da

Emissora. Nos termos do Estatuto Social, os conselheiros são eleitos em Assembléia Geral de Acionistas com

mandato de um ano, permitida sua reeleição e podendo ser destituídos, a qualquer momento, pelos acionistas

reunidos em Assembléia Geral Extraordinária. Os atuais membros do Conselho de Administração foram eleitos

na Assembléia Geral Ordinária realizada em 10 de abril de 2007 e seus mandatos expirarão na próxima

Assembléia Geral Ordinária. O Estatuto Social da Emissora não prevê idade para aposentadoria compulsória

dos conselheiros.

Não há nenhuma disposição no Estatuto Social que restrinja o poder de um conselheiro de votar proposta ou

aprovar contrato em que tenha substancial interesse. No entanto, a clebração de qualquer contrato pela

Emissora com os acionistas ou com pessoas ou entidades por eles controlados ou a eles coligados ou

relacionados, direta ou indiretamente, que exceda R$ 5 milhões corrigidos anualmente pela variação do índice

IGP-M, deve ser previa e expressamente aprovado pelo Conselho de Administração. No mais, em

conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, os membros do Conselho de Administração devem abster-

se de votar em assembléias, e de atuar em operações ou negócios sempre que tenham interesse conflitante

com o da Emissora.

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, combinada com uma decisão recente da CVM, os acionistas

minoritários têm o direito de eleger pelo menos um membro do Conselho de Administração, desde que

detenham no mínimo 10% das ações com direito de voto. Os acionistas minoritários que detiverem mais de

5% das ações com direito de voto poderão requerer a adoção do processo de voto múltiplo.

222

Na data deste prospecto, o Conselho de Administração da Emissora era formado pelos seguintes membros

efetivos, com mandato até a Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2008:

Nome Posição Data da Eleição

Luiz Anibal de Lima Fernandes Presidente 10/04/2007

Cecília Mendes Garcez Siqueira Vice-Presidente 10/04/2007

Ana Dolores Moura C. de Novaes (Independente) Titular 10/04/2007

Francisco Caprino Neto Titular 10/04/2007

Martin Roberto Glogowsky Titular 10/04/2007

Milton Luciano dos Santos Titular 10/04/2007

Otavio Carneiro de Rezende Titular 10/04/2007

Carlos Alberto Cardoso Moreira Suplente 10/04/2007

Daniela Corci Cardoso Suplente 10/04/2007

Eduardo Fernando Braga Suplente 10/04/2007

José Florêncio Rodrigues Neto Suplente 10/04/2007

Nelson Koichi Shimada Suplente 10/04/2007

Rivail Trevisan Suplente 10/04/2007

Comitês de Assessoramento do Conselho de Administração Em setembro de 2006, um novo modelo da estrutura de Governança Corporativa foi aprovado pelo Conselho de Administração da Emissora. Foram extintos os sete Comitês de Assessoramento do Conselho de Administração: Comitê de Governança Corporativa, Comitê Executivo, Comitê de Avaliação de Processos e Controles Internos, Comitê de Remuneração, Comitê de Obras, Comitê de Serviços Financeiros e Comitê de Compra e Venda de Insumos e suas responsabilidades foram distribuídas para os três novos comitês: Comitê de Processos de Gestão, Comitê de Gestão de Pessoas e Comitê de Partes Relacionadas. Os comitês não tem poder de decisão e não estão subordinados à Diretoria Executiva, mas seus coordenadores reportam suas atividades em reuniões mensais com a Diretoria. Comitê de Processos de Gestão O Comitê de Processos de Gestão é responsável pela: avaliação da robustez das informações prestadas ao Conselho de Administração; elaboração de propostas de melhoria dos processos de gestão de negócios da Emissora, de suas Controladas e Coligadas; avaliação das principais áreas de risco dos negócios da Emissora, de suas Controladas e Coligadas; e orientação dos trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de propostas de aprimoramento. Os membros que compõe este comitê são: Sr. Otávio Carneiro de Rezende, Sr. Ricardo Giambroni e Sr. Martin Roberto Glogowsky. Comitê de Gestão de Pessoas Comitê de Gestão de Pessoas é responsável pela: coordenação do processo de seleção do Diretor Presidente; definição dos critérios de remuneração da Diretoria Executiva, incluindo Planos de Incentivo de Curto e Longo Prazo; definição das metas para avaliação de desempenho da Diretoria Executiva; coordenação do processo de avaliação da Diretoria Executiva; preparação e condução do Plano de Sucessão da Diretoria Executiva; e monitoramento da execução de políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário, elaboração de propostas de aprimoramento. Os membros que compõe este comitê são: Sra. Cecília Mendes Garcez Siqueira, Sr. Francisco Caprino Neto e Sr. Carlos Alberto Cardoso Moreira.

223

Comitê de Partes Relacionadas O Comitê de Partes Relacionadas é responsável pela: avaliação do processo de seleção de fornecedores e prestadores de serviços para realização de obras, aquisição de insumos e de serviços cujo valor de contratação seja igual ou superior ao valor mínimo de competência do Conselho de Administração para contratos que envolvam Parte(s) Relacionada(s), conforme previsto no Estatuto Social da Emissora, garantindo que sejam observadas condições de mercado; e avaliação do processo de fechamento de contrato(s) de compra e/ou venda de energia para Parte(s) Relacionada(s), cujo valor de contratação seja igual ou superior ao valor mínimo de competência do Conselho de Administração para contratos que envolvam Parte(s) Relacionada(s), conforme previsto no Estatuto Social da Sociedade, garantindo que sejam observadas condições de mercado. Os membros que compõe este comitê são: Sr. Carlos Eduardo Reich, Sr. Arthur Prado da Silva e Sra. Daniela Corci Cardoso. Comissões para Assessoramento do Conselho de Administração Além dos Comitês, o Conselho de Administração constituiu cinco comissões ad hoc: Comissão de Trabalho de Governança, Comissão de Trabalho de Estratégia, Comissão de Trabalho de Serviços Financeiros, Comissão de Trabalho de Orçamento e Comissão de Trabalho de Compra de Energia. Comissão de Trabalho de Governança A Comissão de Trabalho de Governança é responsável por acompanhar a implantação do novo modelo de governança e avaliar a aderência aos princípios e processos definidos, identificar e solucionar pontos críticos na implantação; identificar eventuais necessidades de adaptação e aprimoramento do modelo proposto. Comissão de Trabalho de Estratégia A Comissão de Trabalho de Estratégia é responsável por acompanhar e contribuir ativamente para o desenvolvimento da agenda estratégica de longo prazo da Sociedade. Comissão de Trabalho de Serviços Financeiros A Comissão de Trabalho de Serviços Financeiros é responsável pela identificação de necessidades de aprimoramento das políticas existentes e criação de novas políticas financeiras que permitam maior eficácia no controle das transações, conferindo maior autonomia na sua execução, além assessorar o Conselho, sob sua demanda, na análise de operações financeiras até que as novas políticas estejam em vigor. Comissão de Trabalho de Orçamento A Comissão de Trabalho de Orçamento é responsável por apoiar e assessorar a Diretoria Executiva nas análises e na aprovação do orçamento anual e plurianual. Comissão de Trabalho de Compra de Energia A Comissão de Trabalho de Compra de Energia é responsável por elaborar, em conjunto com a Diretoria, uma política que defina parâmetros e estabeleça limites de alçada dentro dos quais a Diretoria poderá contratar a compra de energia elétrica de fontes competitivas e alternativas.

224

Diretoria

A Diretoria da Emissora é composta por seis membros, sendo um Diretor Presidente, um Diretor Vice-

Presidente de Estratégia e Regulação, um Diretor Vice-Presidente Financeiro, que acumula as funções de

Diretor com Relações com Investidores, um Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia, um Diretor Vice-

Presidente de Distribuição e um Diretor Vice-Presidente de Geração.

A Diretoria reúne-se por convocação do Diretor Presidente. Os Diretores são responsáveis pela direção dos

negócios e a prática dos atos necessários ao funcionamento regular da Emissora. O mandato dos Diretores é

de dois anos, admitida a reeleição.

O Estatuto Social da Emissora estabelece as atribuições e poderes dos Diretores. Na data deste prospecto, a

Diretoria da Emissora era formada pelos seguintes Diretores, com mandato até a Assembléia Geral Ordinária a

ser realizada em abril de 2009:

Nome Cargo Data da Eleição

Wilson P. Ferreira Junior Diretor Presidente / Superintendente 25/04/2007

Hélio Viana Pereira Diretor Vice-Presidente de Distribuição 25/04/2007

Miguel Normando Abdalla Saad Diretor Vice-Presidente de Geração 25/04/2007

Paulo Cezar Coelho Tavares Diretor Vice-Presidente Gestão de Energia 25/04/2007

Reni Antonio da Silva Diretor Vice-Presidente Estratégia e Regulação 25/04/2007

José Antonio de Almeida Filippo Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações

com Investidores 25/04/2007

Informações Biográficas

A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho de Administração e da

Diretoria da Emissora:

Membros do Conselho de Administração Luiz Anibal de Lima Fernandes – Nascido em 25/12/1942, graduado em Engenharia Mecânica e Elétrica

pela Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG, em 1965, cursou Estudo dos Sistemas Elétricos na UFMG,

em 1966, Business Policy (Arthur D Little/INDI), em 1974, Estratégia de Marketing na Fundação João Pinheiro,

em 1977, Sistemas de Informações para Executivos na IBM, em 1982, e Programa de Desenvolvimento

Avançado para Executivos pela Fundação Dom Cabral/INSEAD em 2000. Atuou como engenheiro e executivo

na Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG de 1966 a 1975, foi Presidente do Instituto de

Desenvolvimento Industrial de Minas Gerais – INDI de 1975 a 1979 e Presidente e Membro do Conselho

Deliberativo do Banco de Desenvolvimento de Minas Gerais – BDMG, de 1979 a 1983, Diretor de Finanças e de

Relações com Investidores da CEMIG, de 1983 a 1987, Diretor de Controle da SIDERBRÁS – Siderurgia

Brasileira S.A., de 1987 a 1989, Diretor Econômico-Financeiro e de Relações com Investidores e Membro do

Conselho de Administração das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, de 1989 a 1990, Diretor de

Desenvolvimento da Mendes Junior Participações S.A., de 1990 a 1993, Sócio-Diretor da Energia & Finanças

Consultoria Ltda, de 1994 e 1995. Na Acesita S.A., foi Diretor-presidente, de 2002 a 2005, Diretor Financeiro e

de Relações com Investidores, de 1996 a 2002, e Diretor de Desenvolvimento, em 1995 e 1996. Desde 2005 é

Sócio-Diretor da L.A. & Associados – Participações e Negócios Ltda., e desde 02/04/2007 foi eleito Diretor-

225

superintendente da VBC Energia S.A. Em 10/04/2007 foi eleito membro do Conselho da Emissora, e em

25/04/2007 foi eleito Presidente do Conselho. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na

Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Cecília Mendes Garcez Siqueira – Nascida em 09/06/1957, graduada em Psicologia em 1994, pela

Universidade de São João Del Rei/MG e, em 1998, em Educação pela Universidade de Brasília – DF, pós-

graduada em Previdência e Gestão em Fundos de Pensão, possui MBA para Formação Geral para Altos

Executivos, ambos pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Atualmente cursa mestrado em Administração no

Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais – IBMEC/RJ. É funcionária do Banco do Brasil desde 1979, tendo

sido cedida à Caixa de Previdência do Banco do Brasil – PREVI, na qual ocupa o cargo de Diretoria de

Planejamento, desde 2004. Foi membro do Conselho Deliberativo da PREVI e do Conselho de Administração

da Neonergia. Desde 29/04/2005 é vice-presidente do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço

comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São

Paulo – SP. Ana Dolores Moura Carneiro de Novaes – Nascida em 23/01/1962, graduada em Economia pela

Universidade Federal de Pernambuco em 1983, Mestre em Economia pela Pontifícia Universidade Católica do

Rio de Janeiro – PUC/RJ, em 1986, Doutora em Economia pela University of California em 1990. É CFA –

Chartered Financial Analyst pela Association for Investment and Management Research - AIMR. Atualmente

cursa o 5° ano de Direito na Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC/RJ. Foi membro

independente do Conselho de Administração da Grendene S.A. de 2005 a 2006, professora de Macroeconomia

do Departamento de Economia da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC/RJ no 1° semestre

de 2003, Diretora de Investimentos da Pictet Modal Asset Management S.A., de 1998 a 2003, Analista de

Investimentos do Banco de Investimentos Garantia de 1995 a 1998, Economista do Banco Mundial em

Washington, DC., de 1991 a 1995, professora de Macroeconomia do curso de pós-graduação em Economia da

Universidade Federal de Pernambuco em 1991, consultora para a Swiss Development Corporation – órgão do

Ministério das Relações Exteriores da Suíça, em 1991. Atualmente, é membro independente do Conselho de

Administração da Companhia de Concessões Rodoviárias S.A. – CCR (desde 2002), da Datasul S.A. (desde

2006), e consultora do Comitê de Auditoria da Companhia Siderúrgica Nacional - CSN (desde 2005). Em

10/04/2007, foi eleita membro independente do Conselho da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede

da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Francisco Caprino Neto – Nascido em 30/04/1960, graduado em Engenharia Metalúrgica, em 1983, com

mestrado em Engenharia Metalúrgica, em 1992, ambos pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo –

USP. Exerceu cargos de confiança em diversas empresas do setor privado, dos quais podem ser destacados:

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., Gerente de Planejamento da

Camargo Corrêa S.A. Atualmente, é Diretor Superintendente da Camargo Corrêa S.A. e Camargo Corrêa

Energia Ltda, Diretor Técnico-Administrativo e membro do Conselho de Administração da VBC Energia S.A.

Desde 28/04/2000, é membro titular do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o

da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Martin Roberto Glogowsky – Nascido em 14/11/1953, graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC/SP e em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas – FGV. Atua há 30 anos no mercado financeiro, tendo trabalhado em empresas nacionais e multinacionais. Trabalhou na área de Mercado de Capitais dos bancos BBA S.A. e Schahin Cury S.A., foi Vice-presidente do Citibank S.A. Em

226

maio de 2005 foi eleito Diretor Presidente da Fundação CESP, na qual atuou de 1999 a 2005 como Diretor de Investimentos e Patrimônio. É integrante do Conselho Deliberativo da ABRAPP, na qual participou da Comissão Técnica Nacional de Investimentos, e membro do Instituo Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC. Foi membro do Comitê Consultivo da SELIC, do Comitê de Valores Mobiliários da ANDIMA e da Comissão de Renda Fixa Privada da BOVESPA. . Desde 29/04/2005, integra o Conselho de Administração da Emissora, tendo já sido membro do Conselho Fiscal e do Conselho de Administração em gestões anteriores. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Milton Luciano dos Santos – Nascido em 15/10/1956, formado em Direito pela Universidade do Vale do Itajaí – SC, em 2001, com MBA em Formação Geral para Altos Executivos, em 1995, e especialização em Governança Corporativa pela Universidade de São Paulo – USP. Atuou como executivo no Banco do Brasil: foi Superintendente Estadual, Superintendente do Governo e atualmente é Diretor de Distribuição. É membro do Conselho Deliberativo do SEBRAE nos estados de Mato Grosso e Santa Catarina e membro do Conselho de Administração das empresas: EADI – Porto Belo S.A.; CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. É conselheiro da Emissora desde 18/12/2006. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Otávio Carneiro de Rezende – Nascido em 18/10/1954, graduado em Economia pela Faculdade Cândido Mendes, em 1978, MBA pela APG Amaná Key, em 1993. Ocupou cargos de confiança em diversas empresas, tais como: Gerente de Administração de Vendas no Banco Bozano Simonsen, de 1985 a 1993, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores na Serra da Mesa Energia, do Grupo VBC, e Bandeirante Energia, de 1998 a 2000. No período de 2000 a 2002, foi Diretor Financeiro da CPFL Paulista, CPFL Piratininga e da CPFL Geração. Atualmente é Diretor da Votorantim Energia S.A. e membro do Conselho de Administração da VBC Energia S.A., BAESA e ENERCAN. Desde 18/12/2002, tem participado do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Carlos Alberto Cardoso Moreira – Nascido em 05/04/1960, graduado em Administração de Empresas pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo – PUC/SP e formação profissional complementar por meio de cursos de extensão, seminários e workshops na área de Previdência Complementar e Mercado de Capitais (IBMEC, IBC, ABRAPP, WHARTON SCHOLL). Exerceu vários cargos, tais como: Analista de Investimentos Sênior do Credibanco, de 1984 a 1988, Vice-presidente Residente do Citibank, de 1988 a 1992, Diretor de Clientes Institucionais do Banco BMC S.A., de 1992 a 1999, e desde 2000 é Diretor de Investimentos e Finanças da Fundação Sistel de Seguridade Social - SISTEL, acumulando o cargo de Membro da Comissão Técnica Nacional de Investimentos – CNTI, Membro do Conselho de Administração do GTD, da Embraer e da Paranapanema. Em 10/04/2007, foi eleito membro suplente do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Daniela Corci Cardoso – Nascida em 10/10/1972, graduada em Administração de Empresas pela FEA – USP, em 1994, pós-graduada em Mercado de Capitais pela FIPECAFI – USP, em 1998, com MBA em Finanças Corporativas pelo IBMEC/SP, em 2004. Atuou como Analista de Investimentos no Grupo Vicunha de 1995 a 1999, e Consultora de Corporate Finance na Price Waterhouse Coopers. Desde Mar/2000 atua na VBC Energia S.A., na qual atualmente é Gerente de Planejamento Financeiro. Além disso, faz parte do Conselho de Administração da RGE. Em 10/04/2007, foi eleita membro suplente do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

227

Eduardo Fernando Braga – Nascido em 29/03/1953, graduado em Comércio Exterior, em 1985, pela Fundação Getúlio Vargas - FGV, com MBA em Finanças concluído em 1996, pela Universidade de São Paulo - USP. Trabalhou como Gerente de Divisão do Banco do Brasil, de 1998 a 2003, e foi membro do Conselho de Administração da Mult-Car Rio Terminal de Veículos S.A., em 2002 e 2003. Em 28/04/2006, foi eleito membro suplente do Conselho de Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

José Florêncio Rodrigues Neto – Nascido em 26/05/1966, graduado em Engenharia Civil, em 1991, pela

Universidade de Brasília, com especialização em Administração de Empresas, em 1999, pela Fundação Getúlio

Vargas - FGV, MBA em Administração no Massachusetts Institute of Technology, USA. Trabalhou como Sócio-

Diretor Executivo da Meta Engenharia (1994 e 1995), Gerente de Planejamento da Brasmetrô (1992 a 1995) e

Coordenador de Planejamento da NovaDutra (1996 a 2000). Atualmente é Diretor de Planejamento e

Controladoria da Camargo Correa S.A. Foi eleito, em 28/04/2006, membro suplente do Conselho de

Administração da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de

Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Nelson Koichi Shimada – Nascido em 04/05/1953, graduado em Engenharia de Produção, pela

Universidade de São Paulo – USP em 1977, e em Economia, pela Faculdade de Administração de São Paulo em

1980. De 1980 a 1988, atuou como Diretor da Usina Costa Pinto. Desde 1989, acumulou diversas posições

dentro do grupo Votorantim. De 1989 a 1999 foi Diretor Financeiro da Votorantim Cimentos Ltda, de 1999 a

2002, atuou como Diretor Corporativo Financeiro da S.A. Industrias Votorantim, de 2002 a 2004, foi Diretor da

Hejoassu Administração S.A., em 2004, Presidente da VBC Energia S.A. e Vice–presidente da Votorantim

Internacional S.A. Em 10/04/2007, foi eleito membro suplente do Conselho da Emissora. Seu endereço


Paulo – SP.

Rivail Trevisan – Nascido em 29/08/1952, graduado em Direito pela Faculdade Metropolitana Unidas – FMU

em 1982. Atuou no Banco do Brasil de 1999 a 2003, onde foi Supervisor Jurídico de 1999 a 2000 e Assessor

Jurídico de 2000 a 2003. Em 10/04/200, foi eleito membro suplente do Conselho da Emissora. Seu endereço


Paulo – SP.

Membros da Diretoria

Wilson P. Ferreira Junior – Nascido em 03/05/1959, graduado em Engenharia Elétrica em 1981, pela Escola

de Engenharia da Universidade Mackenzie, e em Administração de Empresas, em 1983, pela Faculdade de

Ciências Econômicas, Contábeis e Administrativas da Universidade Mackenzie, tendo feito mestrado em

Energia pela Universidade de São Paulo – USP (não defendeu tese). Cursou várias especializações, dentre as

quais: Engenharia de Segurança do Trabalho (Universidade Mackenzie, 1982), Marketing (Fundação Getúlio

Vargas - FGV, 1988), Administração de Distribuição de Energia Elétrica (Swedish Power Co., Suécia, 1992).

Exerceu diversos cargos de confiança na Companhia Energética de São Paulo - CESP, na qual foi Diretor de

Distribuição no período 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 S.A. Foi Presidente da Associação

Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE, na qual teve uma destacada atuação e Vice-

presidente da Associação Brasileira de Infra-Estrutura e Indústria de Base – ABDIB. Atualmente é Presidente

do Conselho de Administração da ONS. Em março de 2000 assumiu a posição de Diretor Presidente da CPFL

228

Paulista e, posteriormente, da CPFL Piratininga, CPFL Geração, CPFL Brasil, RGE, CPFL Sul Centrais Elétricas,

CPFL Cone Sul e CPFL Santa Cruz; e Diretor da CPFL Serra. Atualmente, também é membro do Conselho de

Administração da CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração, RGE e Foz do Chapecó Energia. O Sr. Wilson

Pinto Ferreira Junior é o Diretor Presidente da Emissora desde 28/08/2002. Seu endereço comercial é o da

sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Miguel Normando Abdalla Saad – Nascido em 07/02/1950, graduado em Engenharia Civil pela Escola de

Engenharia de São Carlos – USP, em 1973, no decorrer de sua experiência profissional ocupou diversos cargos

de confiança na CESP - Companhia Energética de São Paulo, no período de 1974 a 2000, dentre os quais os

de Engenheiro Chefe do Setor de Concreto do Laboratório de Engenharia 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. Também atuou, de 1994 a 1997, como Presidente do

Núcleo São Paulo do Comitê Brasileiro de Grandes Barragens. Atualmente é Diretor Vice-presidente de geração

da CPFL Geração e da CPFL Sul Centrais Elétricas; Diretor Superintendente e de Relações com Investidores da

Foz do Chapecó Energia; e Diretor Financeiro do Consórcio Energético Foz do Chapecó. Ademais, ele faz parte

do Conselho de Administração da Foz de Chapecó, Consórcio Foz do Chapecó, BAESA, ENERCAN e CERAN. O

Sr. Miguel Normando Abdalla Saad é Diretor Vice-presidente de Geração da Emissora desde 28/08/2002. Seu

endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila

Olímpia, São Paulo – SP.

Hélio Viana Pereira – Nascido em 09/02/1954, graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de

Engenharia de Itajubá – EFEI, em 1976, com especialização em Engenharia da Qualidade Industrial pela

Universidade Estadual de Campinas e pós-graduação em Gestão de Negócios de Energia Elétrica pela

Fundação Getúlio Vargas e USP. Ao longo de sua vida profissional, atuou: na Eletrobrás, como Engenheiro do

Departamento de Eletrificação Rural (1976/1978), na Companhia de Eletricidade de Brasília - CEB, como

Engenheiro da Área de Estudos de Redes Subterrâneas e como Gerente da Divisão de Iluminação Pública

(1978/1981). Na CESP - Companhia Energética de São Paulo, ocupou diversos cargos de confiança na sua

área de atuação, de Supervisor de Controle Operacional a Gerente de Operação (1981/1999). Na CPFL

Paulista, ocupou o cargo de Gerente do Departamento de Planejamento e Modernização, no período de maio a

agosto de 2000. Desde setembro de 2000 ocupa o cargo de Diretor Vice-presidente de Distribuição da CPFL

Paulista e da CPFL Piratininga. Ademais, ela é Diretor da CPFL Santa Cruz, e faz parte do Conselho de

Administração da RGE. O Sr. Hélio Viana Pereira é Diretor Vice-presidente de Distribuição da Emissora desde

28/08/2002. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510,

14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Reni Antonio da Silva – Nascido em 07/05/1950, graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade

Federal de Juiz de Fora – MG em 1974, cursou MBA Executivo no Instituto Superior de Administração da PUC

de Curitiba em 1997, em parceria com a Escola de Administração de Negócios da Universidade do Texas,

Austin. Participou de vários cursos de especialização, tais como “Gestão de Empresas de Distribuição” na

EDF/França, “Competição no Mundo Globalizado” na Escola de Administração de Negócios da Universidade do

Texas, entre outros. Estagiou em diversas empresas distribuidoras de energia elétrica na França, Itália,

Inglaterra, Bélgica e Portugal. Participou do Conselho do Mercado Atacadista de Energia - COMAE, foi Diretor

Comercial da Escelsa e da Enersul, entre 1998 e 2001, Superintendente Comercial da COPEL entre 1996 e

1998, membro do Núcleo Executivo da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE, membro do

Conselho Executivo do MAE (COEX), e do Conselho de Administração do ONS. O Sr. Reni Antonio da Silva é

atualmente Diretor Vice-presidente de Estratégia e Regulação da CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL

229

Geração, CPFL Sul Centrais Elétricas e CPFL Brasil. Ademais, faz parte do Conselho de Administração da RGE e

ENERCAN. O Sr. Reni Antonio da Silva é Vice-Presidente de Estratégia e Regulação da Emissora desde



Paulo Cezar Coelho Tavares – Nascido em 27/10/1953, graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade

Federal de Pernambuco, com mestrado em Sistemas de Potência pela Unicamp – Campinas, e MBA em

Finanças, em 1998, pela IBMEC – RJ. Foi Presidente da GCS, comercializadora de energia e gás do Grupo

Guaraniana e, posteriormente, ocupou a Vice-presidência de Desenvolvimento Corporativo e Presidente da

CELPE, distribuidora de eletricidade de Pernambuco. Também 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. Atualmente, exerce o cargo de Diretor Vice-presidente de

Gestão de Energia da CPFL Paulista, CPFL Geração, CPFL Piratininga, CPFL Brasil e CPFL Sul Centrais Elétricas;

Diretor de Mercado da RGE; e Diretor da Foz do Chapecó, CPFL Cone Sul e CPFL Serra. Ademais, faz parte do

Conselho de Administração da CERAN. O Sr. Paulo Cezar Coelho Tavares é Diretor Vice-presidente de Gestão

de Energia da Emissora desde 28/08/2002. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na

Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

José Antonio de Almeida Filippo – Nascido em 27/10/1960, graduado em Engenharia Civil pela

Universidade Federal do Rio de Janeiro – RJ em 1983, com pós graduação em Finanças, pelo Instituto de

Administração e Gerência - IAG, em 1984, cursou o Program for Management Development pelo IBMEC, em

1990, e o Program for Management Development na Harvard Bussines School – Boston - EUA, em 1999.

Atuou em posições executivas nas empresas Ingersoll-Rand; LATASA; GAFISA. É Diretor Vice-presidente

Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração, CPFL Sul

Centrais Elétricas; Diretor Vice-presidente Financeiro da CPFL Brasil; Diretor Administrativo-financeiro da Foz

do Chapecó Energia; Diretor da CPFL Cone Sul e CPFL Serra; e Diretor Vice-presidente da CPFL Santa Cruz.

Ademais, ele faz parte do Conselho de Administração da RGE, ENERCAN e CERAN. O Sr. José Antonio de

Almeida Filippo é Diretor Vice-presidente Financeiro e de Relações com Investidores da Emissora desde



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 Conselho Fiscal da Emissora, composto de cinco membros efetivos e

cinco suplentes, 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 e reportar suas conclusões para os acionistas da Emissora. 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 Emissora, não computados benefícios e participação nos

lucros. De acordo com a referida Lei, os acionistas minoritários que representem, em conjunto, no mínimo

10% ou mais das ações com direito a voto, têm direito de eleger, separadamente, um membro do Conselho

Fiscal.

230

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, não podem ser eleitos para nosso Conselho Fiscal membros

que façam parte dos órgãos de administração e empregados da Emissora ou de sociedade controlada ou do

mesmo grupo e o cônjuge ou parente dos nossos administradores.

De acordo com as regras aplicáveis ao Comitê de Auditoria de companhia listada da NYSE e da SEC, em 8 de

junho de 2005, o Conselho de Administração da Emissora nomeou e empossou o Conselho Fiscal para

desempenhar as funções do Comitê de Auditoria, com base na isenção estabelecida na Regra 10A—3(c)(3) do

Exchange Act. A Emissora tomou todas as medidas necessárias para implementar a aludida decisão do

Conselho de Administração.

Na data deste prospecto, o Conselho Fiscal da Emissora era formada pelos seguintes membros, com mandato

até a Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em abril de 2008:

Nome Cargo Data da Eleição

Francisco Djalma de Oliveira Presidente 10/04/2007

Enéias de Assis Rosa Ferreira Membro Efetivo 10/04/2007

Fernando Dias Gomes Membro Efetivo 10/04/2007

Paulo Midena Membro Efetivo 10/04/2007

Suzana Hanna Stiphan Jabra Membro Efetivo 10/04/2007

Claudionor Francisco Barbosa Suplente 10/04/2007

Dagildo de Jesus Rodrigues Suplente 10/04/2007

Elaine Corrêa Aguirre Suplente 10/04/2007

Marcelo Palmeira dos Santos Suplente 10/04/2007

Roberto Enrique Gremler Suplente 10/04/2007

Informações Biográficas

A seguir encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho Fiscal da Emissora, e seus

suplentes:

Francisco Djalma de Oliveira – Nascido em 15/12/1962, graduado em Administração de Empresas pela

Universidade Regional do Rio Grande do Norte em 1992, e em Agronomia pela Escola Superior de Agricultura

de Mossoró em 1983, se tornou mestre em Administração pela Universidade Federal da Bahia, em 1998. No

ano de 2004, iniciou seu Doutorado em Ciência da informação na Universidade de Brasília. Atuou como

Assessor Sênior do Banco do Brasil, como presidente do conselho fiscal da CPFL Paulista e da Companhia

Energética do Rio Grande do Norte – COSERN e como conselheiro fiscal da CPFL Geração. Atualmente, é

Gerente de Divisão na Diretoria de Estratégia e Organização do Banco do Brasil. Seu endereço comercial é o

da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Enéias de Assis Rosa Ferreira – Nascido em 21/06/1945, graduado em Direito pela Faculdade Padre

Anchieta de Ensino de Jundiaí, em 1998, e Matemática pelo Centro de Ensino Universitário de Brasília, em

1976. Atuou no Banco do Brasil S.A. de 1965 a 1993, ocupando diversos cargos, tais como: Assessor de

Diretoria, Gerente Geral em Jundiaí, no Estado de São Paulo e Gerente Adjunto da agência de Brasília. Já

atuou como Conselheiro Fiscal da CPFL Paulista na gestão 2006 à 2007. Seu endereço comercial é o da sede

da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

231

Fernando Dias Gomes – Nascido em 23/02/1948, graduado em Administração de Empresas, pela Universidade São Judas em 1973; e em Ciências Contábeis pela Fundação Escola Com. Alvares Penteado, em 1980; realizou diversos cursos de especialização, dos quais se destacam o de Gerência Financeira, promovido pela Faculdade São Luis, em 1975 e aperfeiçoamento Administrativo para Executivos na Fundação Getúlio Vargas – FGV, em 1976. Participou da implantação de grandes projetos dentro do grupo Camargo Corrêa, ocupou diversos cargos em várias empresas, tais como: Gerente de Divisão de Contabilidade Geral, Chefe de Departamento de Contabilidade e Diretor Regimental Contábil Financeiro da Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A, Diretor Executivo da CCSC Serviços S/C Ltda, Diretor Vice-Presidente do Instituto WCF Brasil. Atualmente é Diretor Regimental da Diretoria de Auditoria e Controles da Camargo Corrêa S.A, Conselheiro Fiscal da São Paulo Alpargatas S.A., Diretor Geral do Comércio Trading S.A., Diretor da CCDL Construções e Comércio de Dutos Ltda e Diretor eleito em 20/05/2004 da NEDL Construções de Dutos do Nordeste Ltda. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Paulo Midena – Nascido em 16/03/1963, graduado em Ciências Contábeis pela Faculdades Metropolitanas Unidas – FMU, em 1991, e com especialização em Controladoria pela Fundação Getúlio Vargas – FGV, em 2001. Acumulou diversos cargos em várias empresas, tais como: Analista de Custos da Arthur Lundgren Tec S.A. Casas Pernambucanas e Analista de Contabilidade/Custos da AGIP Petróleo / Liquigás do Brasil. Desde 1995, trabalha no Grupo Votorantim, tendo atuado em diversos cargos. Atualmente é contador da Votorantim Com. Exportadora, Votorantim Invest. Internacionais e Votorantim Invest. Industriais e outros. Além disso, foi eleito, em dezembro de 2006, membro do Conselho Fiscal da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Susana Hanna Stiphan Jabra – Nascida em 26/08/1957, graduada em Economia pela Universidade de São Paulo (USP), em 1979, possui MBA em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (IBMEC), em 1999. Atua na área econômico-financeira há mais de 25 anos, principalmente em empresas de médio e grande porte. Foi Diretora da HJN Consultoria e Assessoria de 2000 a 2003, foi Gerente de Informação de Mercado e de Planejamento da Agência Estado – Grupo jornal O Estado de São Paulo de 1993 a 2000, e economista no Banco Itaú. Atualmente, é Gerente de Participações da Fundação Petrobrás de Seguridade Social - PETROS e membro dos seguintes comitês dessa Fundação: Comitê de Investimento, Comitê de Avaliação de Corretoras, Comitê de Avaliação de Negócios e Empresas Imobiliários, e Comitê de Responsabilidade Social. Foi membro suplente do Conselho de Administração da Telemig Celular; membro titular do Conselho de Administração da Emissora, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração. Atualmente, é membro suplente do Conselho de Administração da Telenorte Celular e da empresa Newtel, além de membro do Conselho Consultivo do Fundo de Investimentos em Participações Brasil Private Equity do CSFB e do Comitê de Investimentos do Fundo de Investimentos em Participação, Governança e Gestão. Adicionalmente, é membro do Conselho de Administração da Bonaire Participações S.A., e foi eleita em 10/04/2007, membro do Conselho Fiscal da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP. Claudionor Francisco Barbosa – Nascido em 17/05/1946, graduado em Ciências Contábeis e Ciências Econômicas, ambos pelas Faculdades Integradas de Marília, em 1977 e 1976, respectivamente. Cursou Pós-graduação de Especialização em Contabilidade, Auditoria e Controladoria pela Pontifícia Universidade Católica de Campinas – PUC, em 1997, e possui mestrado em Controladoria e Contabilidade Estratégica em 2003. Atuou como Gerente Geral de Agência do Banco do Brasil / PREVI e foi Consultor/ Assessor da Atlântica Consultoria e Serviços Contábeis Ltda. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

232

Dagildo de Jesus Rodrigues – Nascido em 19/07/1944, graduado em Administração de Empresas pelo

Instituto de Ciências Sociais de Americana, em 1990, cursou pós-graduação em Controladoria (Contabilidade e

Auditoria) na Pontifícia Universidade Católica de Campinas - PUC. Atuou em várias agências do Banco do Brasil

e diversos cargos, tais como: Gerente Geral, Subgerente e Superintendente Regional. Foi membro do conselho

fiscal da Bunge Brasil no período de junho de 2000 a maio de 2003 e membro suplente do Conselho Fiscal da

CPFL Paulista e CPFL Piratininga. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua Gomes

de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Elaine Corrêa Aguirre – Nascida em 21/07/1964, graduada em Ciências Contábeis, com curso de

Especialização em análise de balanços pela Universidade São Judas Tadeu. É funcionária da área contábil da

VBC Energia S.A. desde 2003, ocupando o cargo de analista contábil. Atuou como Analista Contábil Sênior da

Conducobre S.A. em 1995, e como Analista Contábil Sênior da Sharp Operações em 1993. Foi membro titular

do Conselho Fiscal da Emissora, da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga e da CPFL Geração. Seu endereço


Paulo – SP.

Marcelo Palmeira dos Santos – Nascido em 21/09/1966, graduado em Ciências Contábeis pelas faculdades

Metropolitanas Unidas – FMU, com MBA em Controladoria pela USP. Trabalhou na grupo Cacique de 1982 a

1992, no grupo Itapemirim de 1993 a 1996 e na Duratex S.A de 1996 a maio de 2006. Atualmente é Gerente

Contábil da VBC Energia S.A e VBC Participações S.A., além de eleito em dezembro de 2006 como membro

suplente do Conselho Fiscal da Emissora. Seu endereço comercial é o da sede da Emissora, localizada na Rua

Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Roberto Henrique Gremler – Nascido em 08/09/1964, graduado em Economia pela Universidade Estadual

de Campinas - UNICAMP em 1986; cursou 5 semestres de um total de 8 do curso de Análise de Sistemas pela

Pontifícia Universidade Católica de Campinas – PUC, em 1986, fez mestrado em Relações Internacionais pela

New School University, em 2003, e também cursou MBA em Administração de Empresas pela Fordham

University, em 1998. Possui curso de especialização em Sistemas de Informação pela Boston University,

Bruxelas, em 1987; também possui diversos cursos de especialização, dos quais se destacam: Análise de “High

Yield” pela New York Institute of Banking em 2000; Análise Financeira utilizando planilhas eletrônicas pela New

York University, em 1994. Acumulou diversos cargos em várias empresas tais como Gerente Executivo de

planejamento de Investimento e Assistente do Diretor Financeiro e de Investimentos da Fundação Petros, VP

Adjunto Sr./Chefe do Depto. de Análise de Crédito e de Investimento do Delta National Bank, Analista de

Crédito do Banco Real S.A., Supervisor Sênior da Lloyds Bank. Seu endereço comercial é o da sede da

Emissora, localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14º andar, Vila Olímpia, São Paulo – SP.

Relação Familiar

Na data deste Prospecto, não havia nenhuma relação familiar entre os Administradores da Emissora e seus

principais acionistas.

Obrigações relevantes entre os Administradores e a Emissora Na data deste prospecto, não havia obrigações relevantes entre quaisquer dos componentes do Conselho de

Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal perante a Emissora.

233

Ações detidas pelos Administradores

Os administradores não detêm participação direta ou indireta no capital social da Emissora, exceto os

membros do Conselho de Administração, que detêm participações mínimas necessárias para ocuparem tal

cargo, nos termos da Lei das Sociedades por Ações.

Política de Divulgação de Informações

A Emissora estabeleceu certas Diretrizes de Governança Corporativa, aplicável a todas as empresas do Grupo

CPFL. De acordo com as Diretrizes de Governança Corporativa, a administração e os acionistas adotam os

princípios da transparência, da obediência e do cumprimento das leis na divulgação das informações ao

mercado.

Opções A Emissora, nos termos do seu estatuto social, pode conceder opções de ações para seus administradores,

funcionários, ou a pessoas naturais que prestem serviços para a Emissora ou a sociedades controladas pela

Emissora, sem direito de preferência para os acionistas, com base em planos aprovados pela Assembléia

Geral.

Na data deste prospecto, não havia qualquer plano de opções de compra de ações da Emissora.

Remuneração

Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas são responsáveis pela fixação do valor total da

remuneração dos membros do Conselho de Administração, Conselho Fiscal e da Diretoria da Emissora. Após os

acionistas fixarem o valor total da remuneração cabível, os membros do Conselho de Administração ficam,

então, responsáveis pela fixação dos níveis de remuneração individuais.

No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006, a remuneração total que a Emissora pagou aos seus

Conselheiros e Diretores foi de aproximadamente R$ 1.829 mil.

Diretor de Relações com Investidores

Sr. José Antonio de Almeida Filippo

Rua Gomes de Carvalho, n.º 1.510, 14º andar, conjunto 1.402,

São Paulo – SP

Telefone: (19) 3756-8704

Fac-símile: (19) 3756-8777

Correio Eletrônico: [email protected]

Página eletrônica da Emissora: www.cpfl.com.br/ri

234

PENDÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS

Em 30 de junho de 2007, A Emissora era parte em aproximadamente 43.300 mil processos de natureza cível,

trabalhista e tributária. Desses processos, aproximadamente 38,2% envolvem a CPFL Paulista, 11,04%

envolvem a CPFL Piratininga, 50,11% envolvem a RGE. Ações cíveis constituem aproximadamente 79,64% do

total de processos da CPFL Paulista e CPFL Piratininga e 92,44% do total dos processos da RGE. Os demais

processos envolvem ações de natureza regulatória, trabalhista, fiscal e administrativa.

Processos Trabalhistas

Em 30 de junho de 2007, a Emissora e suas controladas eram parte em 5.365 processos, sendo que para

1.601 desses processos são estimadas perdas prováveis no valor aproximado de R$ 68.581 mil.

Processos Cíveis

Em 30 de junho de 2007, a Emissora e suas controladas eram parte em 37.191 processos, sendo que para

3.129 desses processos são estimadas perdas prováveis no valor aproximado de R$ 81.817 mil, representados

basicamente por danos pessoais, impactos ambientais e majoração tarifária.

A CPFL Paulista e a CPFL Piratininga são parte em diversos processos que envolvem um passivo total de,

aproximadamente, R$ 65.438 mil, resultante de alegações por consumidores industriais de que determinados

aumentos nas tarifas de energia elétrica realizados durante o congelamento de preços do Plano Cruzado foram

irregulares. Em decorrência das diversas decisões dos Tribunais Superiores contrárias à Emissora, foi

provisionado um valor relativo ao risco total destes processos (aproximadamente R$ 17,3 mil). Vale ressaltar

que o Poder Judiciário, através do STJ, entendeu que os efeitos do reajuste estavam limitados ao período

compreendido entre março e novembro de 1986 e que não houve contaminação nas contas de energia elétrica

futuras.

Processos Tributários

Em 30 de junho de 2007, a Emissora e suas controladas eram parte em 749 processos, sendo que para 64

desses são estimadas perdas prováveis no valor aproximado de R$ 110.067 mil, relacionados basicamente a

imposto de renda, ICMS, FINSOCIAL e PIS e COFINS.

Processos Ambientais

A Semesa, incorporada em 1º de abril de 2007 pela CPFL Geração, em conjunto com Furnas, foi citada como

ré em processo que solicita que as referidas empresas promovam medidas reparadoras e mitigadoras relativas

aos impactos ambientais causados pela construção e operação da Usina Hidrelétrica Serra da Mesa, cujo

montante atribuível à controlada indireta Semesa é estimado em R$ 74,2 milhões, já contemplado nas

provisões dos processos da esfera civil. O risco desta ação é qualificado por seus assessores jurídicos como

possível, não sendo necessário o seu reconhecimento contábil. Em caso de condenação no processo a

obrigação da Semesa refere-se essencialmente à aquisição de terras e formação de uma área de preservação

permanente em torno do reservatório. Referidos custos se e quando executados serão incorporados, ao ativo

imobilizado.

235

As empresas CPFL Paulista e Piratininga são partes passivas em certos processos administrativos ambientais, a

maior parte em relação ao corte e à poda de árvores localizadas próximas a sua rede de distribuição de

energia elétrica. O valor envolvido em tais processos, individualmente ou somados, não representam risco à

Emissora ou à sua capacidade financeira.

No período entre 2004 e 2007, houve apenas um histórico de acidente ambiental no período ocorrido na

Subestação “SE Piracicaba”, em um auto-transformador com capacidade para 24.000 litros de óleo isolante

mineral naftênico. Este ocasionou um incêndio e derramamento de 10.000 litros de óleo, que atingiu o solo do

site e uma lagoa contígua à propriedade. Em relação à quantidade de óleo existente nos equipamentos

operacionais da CPFL Paulista (18.428.742 litros) este derramamento representa, em volume apenas 0,05%

em relação ao total de óleo contido nos equipamentos. O recurso do processo nº. 21000470 referente ao

vazamento de óleo está em julgamento, com valor previsto de aproximadamente R$ 104 mil, já contemplado

nas provisões dos processos da esfera civil.

Contudo, independentemente do resultado do litígio, foram tomadas as providências necessárias para conter o

vazamento e recuperar o solo e a água contaminados.

A Emissora também está sujeita a processos relacionados ao licenciamento ambiental de algumas de suas

usinas hidrelétricas, incluindo uma ação civil pública proposta pelo Ministério Público no município de Caxias do

Sul, requerendo uma liminar para impedir a construção do complexo hidroelétrico 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, a Emissora julga que a possibilidade de perda é remota. Não é

possível prever os efeitos de uma decisão contrária nesta ação.

Processos Administrativos

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. Uma decisão adversa poderá resultar na imposição de

multa, com base em um percentual do faturamento da CPFL Paulista.

Provisões para Contingências

A Emissora estabeleceu reservas em seu balanço patrimonial com base na probabilidade de perda relativa às

contingências judiciais e administrativas. Para este propósito, a Emissora classifica tais perdas como remotas,

possíveis ou prováveis. Os Princípios Contábeis Brasileiros e a lei brasileira obrigam a Emissora a estabelecer

reservas relacionadas apenas a perdas prováveis e, por conseguinte, é política da Emissora realizar reservas

apenas em relação a tais processos.

236

Segue abaixo quadro indicando as reservas para contingência da Emissora em 30 de junho de 2007:

Consolidado

30/06/2007 31/03/2007

Provisão para Contingência -

Bruta

Depósitos Judiciais

Relacionados a Contingência (1)


Líquida

Outros Depósitos e Bloqueios

Judiciais (2)


Bruta

Depósitos Judiciais

Relacionados a Contingência (1)

Provisão para Contingência

- Líquida

Outros Depósitos e Bloqueios

Judiciais (2)

Trabalhistas

Diversos 68.581

50.101 18.480

23.966 65.446

43.483

21.963

22.709

Cíveis

Danos Pessoais 15.386

13.299 2.087

14.176 18.791

15.522

3.269

9.526

Majoração Tarifária 17.422

3.016 14.406

7.903 18.849

11.387

7.462

5.287

Energia Comprada 40.809

28.167 12.642

- 40.809

28.167

12.642

-

Outras 8.200

7.077 1.123

11.752 6.059

6.059 -

484

81.817

51.559 30.258

33.831 84.508

61.135

23.373

15.297

Fiscais

FINSOCIAL 18.083

18.083 -

33.440 18.011

18.011 -

33.307 PIS e COFINS - Ampliação de Base 2.917

- 2.917

301 894

-

894

301

PIS e COFINS – JCP 33.922

- 33.922

- 26.750

-

26.750

-

Imposto de Renda 47.646

27.684 19.962

1.935 45.760

25.714

20.046

1.325

Outras 7.499

2.995 4.504

12.091 3.329

-

3.329

19.579

110.067

48.762 61.305

47.767 94.744

43.725

51.019

54.512

Total 260.465

150.422 110.043

105.564 244.698

148.343

96.355

92.518

237

9. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E INFORMAÇÕES TRIMESTRAISDemonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2006 e

respectivo parecer dos auditores independentesDemonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2005 e

respectivo parecer dos auditores independentesInformações financeiras relativas ao trimestre e período de três meses encerrado em30 de junho de 2007 e relatório dos auditores independentes sobre revisão especial

Informações financeiras relativas ao trimestre e período de três meses encerrado em30 de junho de 2006 e relatório dos auditores independentes sobre revisão especial


238

239

Demonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2006 erespectivo parecer dos auditores independentes


240

241

242

243

244

245

246

247

248

249

250

251

252

253

254

255

256

257

258

259

260

261

262

263

264

265

266

267

268

269

270

271

272

273

274

275

276

277

278

279

280

281

282

283

284

285

286

287

288

289

290

291

292

293

294

295

296

297

298

299

300

301

302

303

304

305

306

307

308

309

310

311

312

313

314

315

316

317

318

319

320

321

322

323

324

325

326

327

328

329

330

331

332

333

334

335

336

337

338

339

340

341

342

343

344

345

346

347

348

349

350

351

352

353

354

355

Demonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2005 erespectivo parecer dos auditores independentes


356

357

358

359

360

361

362

363

364

365

366

367

368

369

370

371

372

373

374

375

376

377

378

379

380

381

382

383

384

385

386

387

388

389

390

391

392

393

394

395

396

397

398

399

400

401

402

403

404

405

406

407

408

409

410

411

412

413

414

415

416

417

418

419

420

421

422

423

424

425

426

427

428

429

430

431

432

433

434

435

436

437

438

439

440

441

442

443

444

445

446

447

448

449

450

451

452

453

454

455

456

457

458

459

460

461

462

463

464

465

466

467

468

469

470

471

472

473

474

475

476

477

478

479

480

481

482

483

484

485

486

487

488

489

490

491

492

493

494

495


496

497



498

499

500

501

502

503

504

505

506

507

508

509

510

511

512

513

514

515

516

517

518

519

520

521

522

523

524

525

526

527

528

529

530

531

532

533

534

535

536

537

538

539

540

541

542

543

544

545

546

547

548

549

550

551

552

553

554

555

556

557

558

559

560

561

562

563

564

565

566

567

568

569

570

571

572

573

574

575

576

577

578

579

580

581

582

583



584

585

586

587

588

589

590

591

592

593

594

595

596

597

598

599

600

601

602

603

604

605

606

607

608

609

610

611

612

613

614

615

616

617

618

619

620

621

622

623

624

625

626

627

628

629

630

631

632

633

634

635

636

637

638

639

640

641

642

643

644

645

646

647

648

649

650

651

652

653

654

655

656

657

658

659


660

661

10. ANEXOSAta da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 29 de Agosto de 2007

Estatuto SocialEscritura de Emissão das Debêntures

Súmula de RatingDeclarações da Emissora e do Coordenador Líder nos termos da Instrução CVM nº 400/03


662

663

Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora Realizada em 29 de Agosto de 2007


664

665

666

667

668

669


670

671

Estatuto Social


672

673


674

675

676

677

678

679

680

681

682

683

684

685

686

687

688

689

690

691

692

693

694

695

696

697

698

699

Escritura de Emissão das Debêntures


700

701

702

703

704

705

706

707

708

709

710

711

712

713

714

715

716

717

718

719

720

721

722

723

724

725

726

727

728

729

730

731

732

733


734

735

Súmula de Rating


736

737

738

739


740

741

Declarações da Emissora e do Coordenador Líder nos termos da Instrução CVM nº 400/03


742

743


744

745


746

Documents

CPFLENERGIAS.A. CNPJnº02.429.144/0001-93 · 2011-12-27 · • Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ... Companhia ou Emissora CPFL