Programa de distribuição pública de debêntures não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, no montante máximo de R$ 150.000.000,00 (cento e cinqüenta

milhões de reais) (Debêntures), de emissão de Companhia Energética do Ceará - Coelce (Emissora) (Programa de Distribuição). A Emissora poderá realizar

emissões de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, observado o prazo máximo de 2 (dois) anos contados

da data de seu arquivamento na Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Os termos e condições de cada uma das emissões ao amparo do Programa de Distribuição

serão deliberadas pela Emissora por ocasião das respectivas emissões e constarão de suplemento (Suplemento) a este prospecto (Prospecto).

O Programa de Distribuição é realizado com base nas deliberações (i) da reunião da diretoria da Emissora realizada em 16 de abril de 2004, cuja ata foi arquivada

na Junta Comercial do Estado do Ceará em 17 de maio de 2004 e publicada no Diário Oficial do Estado do Ceará em 25 de maio de 2004 e nos jornais

“Valor Econômico” e “Diário do Nordeste” em 21 de maio de 2004; (ii) da reunião do conselho fiscal da Emissora realizada em 27 de abril de 2004;

e (iii) da assembléia geral extraordinária dos acionistas da Emissora realizada em 29 de abril de 2004, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estado do Ceará

em 28 de maio de 2004 e publicada no Diário Oficial do Estado do Ceará e nos jornais “Valor Econômico” e “Diário do Nordeste” em 07 de junho de 2004.

Este Prospecto foi elaborado de acordo com as normas pertinentes hoje em vigor e contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento pelos investidores

da oferta, das Debêntures e da Emissora, suas atividades, sua situação econômico-financeira e os riscos inerentes à atividade da Emissora.

Este Prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado recomendação de compra das Debêntures. Ao decidir por adquirir as Debêntures,

potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira da Emissora, de seus ativos e dos riscos decorrentes do

investimento nas Debêntures. Este Prospecto foi preparado com base nas informações prestadas pela Emissora, não implicando, por parte do Coordenador,

em qualquer julgamento da situação e do desempenho da Emissora em suas atividades e/ou das Debêntures.

O registro do Programa de Distribuição não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a

qualidade da Emissora, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas.

Os investidores devem ler a seção “V. Fatores de Risco”, nas páginas 23 a 29.

A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas de

Títulos e Valores Mobiliários registrado no 5º Cartório de Registro de Títulos e Documentos do Estado do Rio de Janeiro sob o nº 497585,

atendendo aos padrões mínimos de informação contidos no mesmo, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas

informações, pela qualidade da emissora, das instituições participantes e dos títulos mobiliários objeto da oferta.

Prospecto Definitivo de Programa de Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis

Arquivamento na CVM nº CVM/SRE/PRO/2004/005, concedido em 08 de outubro de 2004

R$ 150.000.000,00

COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ - COELCECompanhia Aberta - CNPJ nº 07.047.251/0001-70

NIRE nº 233.000.078-91 - CVM nº 14.869

Avenida Barão de Studart, 2.917, 60127-900 - Fortaleza, CE

A data deste Prospecto é 08 de outubro de 2004

no valor total de até

Coordenador Líder

i

ÍNDICE I. Glossário e Abreviaturas 1 II. Características da Operação 7

2.1 Emissora 7 2.2 Breve Descrição da Operação 7 2.3 Coordenador Líder – Banco Votorantim 8

III. Identificação de Administradores, Consultores e Auditores 9 3.1 Administradores 9 3.2 Consultores 9 3.3 Auditores 10 3.4 Informações Adicionais 10 3.5 Artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03 10 3.6 Estimativas e Projeções 10

IV. Informações Relativas à Oferta 12 4.1 Composição do Capital Social 12 4.2 Características e Prazos 12 4.3 Cronograma Tentativo das Etapas da Oferta 20 4.4 Divulgação dos Anúncios Relacionados à Oferta 20 4.5 Público Alvo 20 4.6 Inadequação da Oferta a Certos Investidores 20 4.7 Negociação das Debêntures 20 4.8 Manifestação de Aceitação à Oferta 20 4.9 Manifestação de Revogação da Aceitação à Oferta 20 4.10 Suspensão ou Cancelamento da Oferta 20 4.11 Modificação da Oferta 21 4.12 Contrato de Coordenação 21 4.13 Estabilização de Preços e Garantia de Liquidez 22 4.14 Relação da Emissora com o Coordenador Líder 22 4.15 Destinação dos Recursos 22

V. Fatores de Risco 23 5.1 Riscos Relativos à Economia Nacional 23 5.2 Riscos Relativos ao Setor de Energia Elétrica 24 5.3 Riscos Relativos à Operação da Emissora 28 5.4 Riscos Relativos às Debêntures 29

VI. Situação Financeira 30 6.1 Introdução 30 6.2 Análise e Discussão da Administração a Respeito das Demonstrações Financeiras 31 6.3 Balanço Patrimonial 34 6.4 Análise da Capacidade de Pagamento em Face dos Compromissos Financeiros 35

VII. Emissora 38 7.1 Histórico 38 7.2 Eventos Relevantes no Desenvolvimento das Atividades 39 7.3 Principais Investimentos 39 7.4 Reestruturação Societária 40

VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica 44 8.1 Setor Elétrico Brasileiro 44 8.2 Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro 46 8.3 Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica 53 8.4 Mercado Brasileiro de Energia Elétrica 55

IX. Atividades e Mercados de Atuação 64 9.1 Emissora 64 9.2 Área da Concessão – Ceará 64 9.3 Estratégia de Negócios 65 9.4 Principais Produtos 66 9.5 Produtos em Desenvolvimento 66 9.6 Clientes e Distribuição 67 9.7 Clientes e Transmissão 69 9.8 Fornecedores 69 9.9 Posicionamento no Processo Competitivo 69 9.10 Performance da Rede 70 9.11 Perdas de Energia 72

ii

9.12 Contas a Receber 73 9.13 Tarifas 74 9.14 Serviços 77 9.15 Qualidade dos Serviços 78 9.16 Penalidades 79 9.17 Tributos Incidentes sobre os Serviços de Distribuição de Energia Elétrica 79 9.18 Propriedade Intelectual 81 9.19 Seguros 82 9.20 Aspectos Sócio-Ambientais 84 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades 86 9.22 Contratos Relevantes Não Diretamente Relacionados com as Atividades 90 9.23 Contratos de Financiamento Relevantes ao Desempenho das Atividades 90

X. Propriedades, Plantas e Equipamentos 95 XI. Estrutura Organizacional 96

11.1 Investluz 96 11.2 Enersis 97 11.3 Chilectra 97 11.4 Endesa España 97

XII. Composição do Capital Social 98 12.1 Composição do Capital Social 98 12.2 Acionistas da Emissora 98 12.3 Acordo de Acionistas 99 12.4 Política de Dividendos 99 12.5 Valores Mobiliários 100 12.6 Operações com Partes Relacionadas 101

XIII. Administração e Conselho Fiscal 103 13.1 Administração 103 13.2 Conselho Fiscal 108 13.3 Planos de Opção de Compra de Ações 109 13.4 Participações na Emissora de Titularidade da Administração e/ou do Conselho Fiscal 109

XIV. Recursos Humanos 110 14.1 Política de Treinamento 111 14.2 Política de Benefícios 111 14.3 Política Salarial, Promocional e Plano de Carreira 115 14.4 Participação nos Lucros 115 14.5 Acordos de Compensação e Prorrogação de Jornada de Trabalho 116 14.6 Segurança e Medicina do Trabalho 116 14.7 Fundação Coelce de Seguridade Social – Faelce 116 14.8 Associação dos Engenheiros da Coelce 117 14.9 Planos de Incentivo de Desligamento de Empregados 117 14.10 Disposições da Deliberação CVM n.º 371/00 117

XV. Pendências Judiciais e Administrativas 118 15.1 Pendências Judiciais e Administrativas Fiscais 118 15.2 Pendências Judiciais Cíveis 119 15.3 Pendências Judiciais Trabalhistas 119 15.4 Pendências Administrativas perante a ANEEL 119

XVI. Outras Informações e Contingências Relevantes 121 Principais Concorrentes 121

Anexos 123 A. Minuta da Escritura de Emissão 125 B. Minuta do Contrato de Coordenação 161 C. Atos Societários Relativos ao Programa de Distribuição 187 D. Estatuto Social da Emissora 205 E. Informações Anuais – IAN 215 F. Demonstrações Financeiras Padronizadas – DFP 267 G. Informações Trimestrais – ITR 313

1

I. GLOSSÁRIO E ABREVIATURAS

ABN AMRO ABN AMRO Bank N.V. ABRADEE Associação dos Distribuidores de Energia Elétrica. Acordo Coletivo Acordo Coletivo de Trabalho 2002/2004, celebrado entre a

Emissora e o Sindeletro em 31 de outubro de 2002, com vigência até 31 de outubro de 2004.

Agente Fiduciário A instituição definida em cada emissão de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição para representar os titulares das Debêntures objeto de cada Escritura de Emissão.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento. ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado

Financeiro. ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. ARCE Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do

Estado do Ceará. ASTEF Associação Técnico-Científica Engenheiro Paulo de

Frontin. Banco BBV Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Brasil S.A. Banco do Brasil Banco do Brasil S.A. Banco do Estado da Paraíba Banco do Estado da Paraíba S.A. Banco Votorantim Banco Votorantim S.A., com sede na Cidade de São Paulo,

Estado de São Paulo, na Av. Roque Petroni Júnior 999, 16º andar, inscrito no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica sob o n.º 59.588.111/0001-03.

BankBoston BankBoston Banco Múltiplo S.A. BEC Banco do Estado do Ceará S.A. BEI European Investment Bank. BNB Banco do Nordeste do Brasil S.A. BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e

Social – BNDES. Bovespa Bolsa de Valores de São Paulo. Bovespa Fix Sistema Bovespa Fix, administrado pela Bovespa. Bradesco Banco Bradesco S.A. CADE Conselho Administrativo de Defesa Econômica. CAM CAM – Brasil Multiserviços Ltda. CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia. CCC Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis. CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos

Sistemas Elétricos. CDE Conta de Desenvolvimento Energético. CDSA Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A. Celca Companhia de Eletricidade do Cariri.

2

Cenorte Companhia de Eletrificação Centro-Norte do Ceará. CERJ Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – CERJ. Cerne Companhia de Eletrificação Rural do Nordeste. CETIP Câmara de Custódia e Liquidação. CGTEE Companhia Geração Térmica de Energia Elétrica. CGTF Central Geradora Termelétrica de Fortaleza S.A. CHESF Companhia Hidrelétrica do São Francisco. Chilectra Chilectra S.A. Chilectra Agência Chilectra S.A. – Ag. Ilhas Cayman CIEN Companhia de Interconexão Energética. CMSE Conselho de Monitoramento do Setor Elétrico. CND Comitê Nacional de Desestatização. CNPE Conselho Nacional de Política Energética. COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social. Concessão Concessão para prestação de serviço público de

distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará, outorgada à Emissora por meio do Contrato de Concessão.

Conefor Companhia Nordeste de Eletrificação de Fortaleza. Contrato de Concessão Contrato de Concessão de Distribuição n.º 01/98 –

ANEEL para Distribuição de Energia Elétrica, celebrado entre a Emissora e a União, por intermédio da ANEEL, em 13 de maio de 1998, conforme aditado pelo Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Distribuição de Energia Elétrica n.° 01/98 – ANEEL, celebrado pelas partes em 12 de fevereiro de 2004.

Contrato de Coordenação Cada um dos contratos que vier a ser celebrado entre a Emissora e o Coordenador Líder para a distribuição pública de cada emissão de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição.

Coordenador Líder Banco Votorantim. CPMF Contribuição Provisória sobre a Movimentação de Valores

e de Créditos e Direitos de Natureza Financeira. CSLL Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido. CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens

da Parcela A. CVM Comissão de Valores Mobiliários. Data de Emissão A data de emissão definida em cada emissão de

Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição. Data de Integralização A data de integralização definida em cada emissão de

Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição. Data de Vencimento A data de vencimento definida em cada emissão de

Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição. Debêntures Debêntures nominativas escriturais, não conversíveis em

ações, perfazendo o total de R$150.000.000,00, objeto do Programa de Distribuição, postergadas para os momentos das ofertas as condições específicas das respectivas emissões.

3

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.

Decreto n.º 2.172/97 Decreto n.º 2.172, de 5 de março de 1997. Decreto n.º 69.469/71 Decreto n.º 69.469, de 5 de novembro de 1971. Decreto-Lei n.º 93.412/86 Decreto-Lei n.º 93.412, de 14 de outubro de 1986. DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade

Consumidora. Distriluz Consórcio Distriluz Energia Elétrica S.A. DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade

Consumidora. DRA Data de Referência Anterior. DRP Data de Reajuste em Processamento. Edelnor Edelnor S.A. Edesur Edesur S.A. EDP Eletricidade de Portugal. Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. Eletronorte Centrais Elétricas do Norte do Brasil. Eletrosul Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil

S.A. Emissora Companhia Energética do Ceará – Coelce, companhia

aberta, com sede na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917, inscrita no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica sob o n.º 07.047.251/0001-70.

Endesa España Endesa S.A. Endesa Internacional Endesa Internacional S.A. Energy Consórcio Nacional Energy. Energyworks Energy Works do Brasil Ltda. Enersis Enersis S.A. Enersis Agência Enersis S.A. – Ag. Ilhas Cayman. EPE Empresa de Pesquisa Energética. Escritura de Emissão Cada uma das escrituras de emissão que vier a ser

celebrada entre a Emissora e o Agente Fiduciário para cada emissão de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição.

Faelce Fundação Coelce de Seguridade Social – Faelce. Fator X Fator de indução à melhoria da eficiência econômica das

concessionárias através do compartilhamento com os consumidores dos eventuais ganhos de produtividade derivados do mercado do serviço regulado e da avaliação do grau de satisfação do consumidor, bem como a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato.

FEC Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.

FGV Fundação Getúlio Vargas. FIC Freqüência de Interrupção Individual por Unidade

Consumidora.

4

FIEC Federação das Indústrias do Estado do Ceará.

Frutal Instituto de Desenvolvimento da Fruticultura e Agroindústria.

Grupo A De acordo com a Resolução ANEEL n.º 456/2000, é o grupamento composto de unidades consumidoras, com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3kV, ou ainda, atendidas em tensão inferior a 2,3kV a partir de sistema subterrâneo de distribuição, caracterizado pela estruturação tarifária binômia.

Grupo B De acordo com a Resolução ANEEL n.º 456/2000, é o grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3kV, ou ainda atendidas em tensão superior a 2,3kV, caracterizado pela estruturação tarifária monômia.

Hedging-Griffo Verde Hedging-Griffo Verde Fundo de Investimentos.

HSBC HSBC Bank Brasil S.A. – Banco Múltiplo.

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.

ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e Sobre Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Municipal e de Comunicação.

IGPM Índice Geral de Preços de Mercado, divulgado pela FGV.

INPI Instituto Nacional da Propriedade Industrial.

INSS Instituto Nacional do Seguro Social.

Instituição Depositária Cada uma das instituições que celebrar com a Emissora um contrato para a escrituração e prestação de serviços de banco mandatário de cada emissão de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição.

Instrução CVM n.º 319/99 Instrução CVM n.º 319, de 2 de dezembro de 1999.

Instrução CVM n.º 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003.

Investluz Investluz S.A.

IPC Índice de Preços ao Consumidor, divulgado pelo IBGE.

IPCE Instituto de Pesquisa e Estratégia Econômica do Ceará.

IR Imposto sobre a Renda e Proventos de Qualquer Natureza.

IRT Índice de Reajuste Tarifário.

Itaú Banco Itaú S.A.

Itaú FITVM Fundo de Investimento em Títulos e Valores Imobiliários Itaú.

Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A.

LAIF II LLC Latin America Infrastructure Fund LLC.

Lei Estadual n.º 6.624/63 Lei n.º 6.624, de 20 de setembro de 1963, do Estado do Ceará.

Lei Estadual n.º 9.477/71 Lei Estadual n.º 9.477, de 5 de julho de 1971.

Lei n.º 10.438/02 Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002.

Lei n.º 10.847/04 Lei n.º 10.847, de 15 de março de 2004.

5

Lei n.º 10.848/04 Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004.

Lei n.º 6.404/76 Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada.

Lei n.º 8.727/93 Lei n.º 8.727, de 5 de novembro de 1993. Lei n.º 9.074/95 Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995. Lei n.º 9.648/98 Lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998. Light Light Serviços de Eletricidade S.A. MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica. MME Ministério das Minas e Energia. MRE Mecanismo de Realocação de Energia. ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico. PASEP Programa de Formação do Patrimônio do Servidor

Público. Período de Capitalização Intervalo de tempo entre duas datas de pagamento da

Remuneração, sendo que o primeiro Período de Capitalização tem início na Data de Emissão e término na data do primeiro pagamento da Remuneração. Os demais Períodos de Capitalização têm início na data de pagamento da Remuneração do Período de Capitalização anterior e término na data de pagamento da Remuneração subseqüente, cada Período de Capitalização sucedendo o anterior sem solução de continuidade.

Petros Fundação Petrobrás de Seguridade Social. PIB Produto Interno Bruto. PIMT Programa Institucional de Medidas Técnicas. PIS Programa de Integração Social. Plamec Plano de Assistência Médica e Odontológica da Coelce. PND Programa Nacional de Desestatização. Preço de Subscrição O preço de subscrição definido em cada emissão de

Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição. Programa de Distribuição Programa de distribuição pública de debêntures não

conversíveis em ações, nominativas e escriturais, no montante máximo de R$150.000.000,00, de emissão da Emissora, sendo que os termos e condições de cada uma das emissões ao amparo do Programa de Distribuição serão deliberadas pela Emissora por ocasião das respectivas emissões e constarão de Suplemento.

Prospecto Este prospecto do Programa de Distribuição. Remuneração A remuneração definida em cada emissão de Debêntures

ao amparo do Programa de Distribuição, que pode incluir correção monetária e/ou juros remuneratórios.

Resolução ANEEL n.º 201/03 Resolução ANEEL n.º 201, de 16 de abril de 2003. Resolução ANEEL n.º 23/99 Resolução ANEEL n.º 23, de 5 de fevereiro de 1999. Resolução ANEEL n.º 24/00 Resolução ANEEL n.º 24, de 27 de janeiro de 2000. Resolução ANEEL n.º 281/99 Resolução ANEEL n.º 281, de 1º de outubro de 1999. Resolução ANEEL n.º 286/95 Resolução ANEEL n.º 286, de 1º de outubro de 1995.

6

Resolução ANEEL n.º 318/98 Resolução ANEEL n.º 318, de 6 de outubro de 1998. Resolução ANEEL n.º 456/00 Resolução ANEEL n.º 456, de 29 de novembro de 2000. Resolução ANEEL n.º 55/04 Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004. RGR Recurso Global de Revisão. RTE Reajuste da Tarifa Extraordinário. Safra Luxembourg Banque Safra Luxembourg S.A. Santander Banco Santander S.A. SEBRAE Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas. SEMACE Superintendência Estadual do Meio Ambiente. SENAC Serviço Nacional de Aprendizagem Comercial. SENAI Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial. Serviços Serviços públicos de distribuição e comercialização de

energia elétrica no Estado do Ceará e demais serviços que venham a ser contratados ou realizados pela Emissora.

SESC Serviço Social do Comércio. SIN Sistema Interligado Nacional. Sindeletro Sindicato dos Eletricitários do Ceará – Sindeletro. SND Sistema Nacional de Debêntures, administrado pela

ANDIMA e operacionalizado pela CETIP. SRF Secretaria da Receita Federal. SRH Secretaria dos Recursos Hídricos. STF Supremo Tribunal Federal. STJ Superior Tribunal de Justiça. Sudene Superintendência para o Desenvolvimento do Nordeste. Suplemento Cada suplemento a este Prospecto, relativo a cada emissão

de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição. Synapsis Synapsis Brasil S.A. Taxa DI Variação acumulada das taxas médias diárias dos DI –

Depósitos Interfinanceiros de um dia, "over extra-grupo", expressas na forma percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e divulgadas pela CETIP.

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo. Unibanco Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A. Unifor Universidade de Fortaleza. USP Universidade de São Paulo. Valor Nominal O valor nominal definido em cada emissão de Debêntures

ao amparo do Programa de Distribuição. Vera Cruz Seguradora Vera Cruz Seguradora S.A. VPA Valor da Parcela A. VPB Valor da Parcela B. Wisteria Wisteria Holdings LLC. Wobben Wobben Windpower Indústria e Comércio Ltda.

7

II. CARACTERÍSTICAS DA OPERAÇÃO

2.1 Emissora A Emissora (www.coelce.com.br) é uma sociedade anônima de capital aberto regulamentada pela Lei n.º 6.404/76 , concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, responsável pela distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará, abrangendo um território de 146.817km2 e 184 municípios e com suas atividades fiscalizadas e regulamentadas pela ANEEL e pela ARCE.

A Emissora foi criada pela Lei Estadual n.º 9.477/71, por escritura pública lavrada em 30 de agosto de 1971, arquivada na Junta Comercial do Estado do Ceará e publicada no Diário Oficial do Estado do Ceará em 2 de setembro de 1971, autorizada para a prestação do serviço público de distribuição de energia pelo Decreto n.º 69.469/71. Conforme disposto no artigo 4° do estatuto social da Emissora, a Emissora tem prazo de duração indeterminado.

Como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará, a Emissora tem por atividade principal a entrega da energia adquirida dos geradores aos consumidores finais. A Emissora também atua na prestação de serviços relacionados à distribuição de energia elétrica e no transporte de energia elétrica em média e alta tensão (transmissão). A atividade de fornecimento de energia elétrica é responsável por 99,18% da receita líquida da Emissora.

Por meio do PND, instituído pela Lei n.º 8.031, de 12 de abril de 1990, a Emissora teve seu controle passado à iniciativa privada em 2 de abril de 1998, por meio de leilão público, realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, passando a ser administrada pelo consórcio Distriluz, formado pela Enersis, Chilectra e CERJ, o qual arrematou a Emissora por US$868.000 mil. Após a privatização, o Contrato de Concessão foi assinado em maio de 1998, outorgando à Emissora 30 anos de direitos exclusivos sobre a distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará.

2.2 Breve Descrição da Operação Programa de distribuição pública de debêntures não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, no montante máximo de R$150.000.000,00, de emissão da Emissora. A Emissora poderá realizar emissões de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, observado o prazo máximo de dois anos contados da data de seu arquivamento na CVM. Os termos e condições de cada uma das emissões ao amparo do Programa de Distribuição serão deliberadas pela Emissora por ocasião das respectivas emissões e constarão de Suplemento.

As Debêntures serão objeto de distribuição pública com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, com colocação mediante regime de garantia firme e/ou melhores esforços, de acordo com o que vier a ser determinado em cada emissão de Debêntures.

O público alvo das Debêntures será determinado por ocasião de cada emissão.

Cada emissão será registrada para distribuição no mercado primário por meio (i) do SDT, administrado pela ANDIMA sendo a subscrição liquidada pela CETIP; e/ou (ii) do Bovespa Fix, administrado pela Bovespa, sendo a subscrição liquidada pela CBLC.

Cada emissão será registrada para negociação no mercado secundário por meio (i) do SND, administrado pela ANDIMA, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP; e/ou (ii) do Bovespa Fix, administrado pela Bovespa, sendo aos negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC.

Respeitados o deferimento do pedido de registro na CVM e a publicação do anúncio de início de distribuição, as Debêntures de cada emissão serão subscritas, a qualquer tempo, em até seis meses contados da data de publicação do anúncio de início de distribuição, observado o que vier a ser previsto no respectivo Contrato de Coordenação.

A subscrição de cada emissão será efetuada por meio dos procedimentos da CETIP e/ou da CBLC. A forma e o prazo de integralização das Debêntures serão determinados por ocasião de cada emissão.

8

As Debêntures serão subscritas pelo seu Valor Nominal, acrescido da Remuneração calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a Data de Integralização.

2.3 Coordenador Líder – Banco Votorantim

O Banco Votorantim iniciou suas atividades em 31 de agosto de 1988 como uma distribuidora de títulos e valores mobiliários, sob a razão social Baltar Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Ltda., mais tarde alterada para Votorantim D.T.V.M. Ltda. O sucesso inicial da Votorantim D.T.V.M. Ltda., que chegou a ser a segunda maior distribuidora de valores do País em 1990, motivou sua transformação em banco múltiplo, autorizada pelo Banco Central do Brasil em 7 de agosto de 1991, após sua transformação em sociedade anônima em 25 de fevereiro de 1991.

Além dos serviços de banco comercial e de investimento, prestados diretamente a grandes clientes de elevado conceito e posição relevante em sua área de atuação, o Banco Votorantim atua em operações de varejo (financiamento e crédito ao consumidor) por intermédio de suas subsidiárias BV Financeira e BV Leasing Ltda., na gestão de fundos de investimento, com a Votorantim Asset Management, e como corretora de valores mobiliários, com a Votorantim C.T.V.M. O Banco Votorantim tem sua sede na Cidade de São Paulo e filiais nas Cidades do Rio de Janeiro e de Porto Alegre.

Nos últimos quatro anos, o Banco Votorantim participou da estruturação de 20 operações no mercado de capitais local totalizando um volume de emissões de R$10,5 bilhões. No ranking ANBID de originação de operações no mercado doméstico, o Banco Votorantim encerrou o ano de 2003 em décimo lugar, com uma participação de mercado de 3,55%.

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III. IDENTIFICAÇÃO DE ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

3.1 Administradores

Companhia Energética do Ceará – Coelce Av. Barão de Studart 2917 60127-900 Fortaleza, CE At.: Antônio Osvaldo Alves Teixeira Telefone: (85) 216 1350 Fac-símile: (85) 216 1401 Correio Eletrônico: antonioteixeira@coelce.com.br

Para maiores informações sobre os administradores da Emissora vide "XIII. Administração e Conselho Fiscal – 13.1 Administração".

3.2 Consultores

3.2.1 Coordenadores

Os Coordenadores serão determinados por ocasião de cada emissão.

Coordenador Líder

Banco Votorantim S.A. Av. Roque Petroni Júnior 999, 16º andar 04707-910 São Paulo, SP At.: Emilio Otranto Neto Telefone: (11) 5185 1651 Fac-símile: (11) 5185 1921 Correio Eletrônico: emilio.otranto@bancovotorantim.com.br

3.2.2 Agente Fiduciário

O Agente Fiduciário será determinado por ocasião de cada emissão.

3.2.3 Instituição Depositária

A Instituição Depositária será determinada por ocasião de cada emissão, podendo ser contratadas instituições diferentes para prestar os serviços de escrituração das Debêntures e o serviço de banco mandatário das Debêntures.

3.2.4 Consultores Legais do Coordenador Líder

Pinheiro Guimarães – Advogados Av. Paulista 1842, Torre Norte, 13º andar 01310-200 São Paulo, SP Telefone: (11) 3283 5811 Fac-símile: (11) 251 0627

3.2.5 Consultores Legais da Emissora

Companhia Energética do Ceará – Coelce Gerência Jurídica Av. Barão de Studart 2917 60127-900 Fortaleza, CE Telefone: (85) 216 1123 Fac-símile: (85) 216 1423

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3.3 Auditores Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes Av. Presidente Wilson 231 20030-021 Rio de Janeiro, RJ Telefone: (21) 3981 0500 Fac-símile: (21) 3981 0600

3.4 Informações Adicionais

Além da Emissora e do Coordenador Líder, quaisquer outras informações complementares sobre a Emissora e a distribuição das Debêntures poderão ser obtidas na CVM (www.cvm.gov.br), nos endereços abaixo:

Comissão de Valores Mobiliários Centro de Consulta

Rua Sete de Setembro 111, 5º andar Rio de Janeiro, RJ

Comissão de Valores Mobiliários Rua Formosa 367, 20º andar

São Paulo, SP

3.5 Artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03

A Emissora e o Coordenador Líder declaram que este Prospecto (i) contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, da oferta, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira, dos riscos inerentes à atividade da Emissora e quaisquer outras informações relevantes; e (ii) foi elaborado de acordo com as normas pertinentes.

3.6 Estimativas e Projeções

Este Prospecto contém declarações prospectivas. As declarações que apresentem natureza hipotética, que dependam de acontecimentos ou condições futuras ou que a eles se refiram ou que incluam palavras como "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "acredita", "estima" e expressões similares são declarações prospectivas. Embora a Emissora acredite que essas declarações prospectivas baseiem-se em pressupostos razoáveis, essas declarações estão sujeitas a vários riscos e incertezas, e são feitas levando em conta as informações às quais atualmente a Emissora tem acesso. Ademais, determinadas informações referentes ao Brasil e ao setor de energia incluídas neste Prospecto foram compiladas de dados disponíveis ao público em geral, e a Emissora e o Coordenador Líder não assumem qualquer responsabilidade pela veracidade ou precisão das mesmas. As declarações prospectivas poderão ser influenciadas por certos fatores, incluindo os seguintes: • a conjuntura geral econômica, política e comercial nos mercados de atuação da Emissora,

tanto no Brasil como no exterior, inclusive níveis de demanda e de preços; • flutuações da taxa de juros, inflação e variações na taxa de câmbio do real em relação ao

dólar dos Estados Unidos da América; • a natureza cíclica do setor elétrico brasileiro; • o nível de endividamento e correspondentes exigências de serviço da dívida da Emissora; • a capacidade da Emissora de obter financiamentos em termos satisfatórios; • concorrência; • medidas adotadas pelos principais acionistas da Emissora; • desfecho de processos de grande monta relativos a tributação, questões trabalhistas e outras

questões legais; e • outros fatores identificados ou discutidos em "V. Fatores de Risco".

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As declarações prospectivas da Emissora não constituem garantia de desempenho futuro, podendo os resultados ou acontecimentos efetivos diferir de forma relevante das expectativas expressas nas declarações prospectivas. Quanto às declarações prospectivas relacionadas a resultados financeiros futuros e outras projeções, os resultados efetivos serão diferentes em razão da incerteza inerente às estimativas, previsões e projeções. Em vista dessas incertezas, as declarações prospectivas não devem ser utilizadas como um parâmetro objetivo. Potenciais investidores deverão conduzir suas próprias investigações sobre tendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem como sobre as metodologias e assunções em que se baseiam as discussões sobre tendências e previsões. A Emissora e o Coordenador Líder não assumem qualquer obrigação de atualizar publicamente qualquer declaração prospectiva, seja em função de novas informações, de acontecimentos futuros, seja por qualquer outro motivo. Algumas cifras apresentadas neste Prospecto poderão não resultar em um somatório preciso em razão de arredondamentos.

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IV. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

4.1 Composição do Capital Social

Em 30 de junho de 2004, o capital social da Emissora era de R$433.057.722,64, representado por 155.710.600.088 ações nominativas, sem valor nominal, sendo 96.135.874.703 ações ordinárias e 59.574.725.385 ações preferenciais, sendo 56.236.537.604 ações preferenciais classe A e 3.338.187.781 ações preferenciais classe B.

Em 30 de junho de 2004, a Emissora possuía um total de 4.488 acionistas, com a seguinte composição:

Nome Ordinárias % Pref. A % Pref. B % Total % Investluz 88.122.867.207 91,66 - 0,00 - 0,00 88.122.867.207 56,6Eletrobrás - 0,00 7.935.512.353 14,11 3.062.282.387 91,75 10.997.794.740 7,1Laif II LLC - 0,00 9.711.200.000 17,27 - 0,00 9.711.200.000 6,2Itaú BBA 20.700.000 0,02 8.162.549.999 14,51 800.000 0,02 8.184.049.999 5,3Petros - 0,00 5.945.735.287 10,57 - 0,00 5.945.735.287 3,8Wisteria 451.300.981 0,47 4.457.981.605 7,93 75.673.339 2,27 4.984.955.925 3,2Endesa Internacional

- 0,00 3.540.000.000 6,29 - 0,00 3.540.000.000 2,3

Safra Luxembourg

3.149.253.000 3,28 - 0,00 - 0,00 3.149.253.000 2,0

Faelce 1.838.807.471 .1,91 51.310.316 0,09 - 0,00 1.890.117.787 1,2Outros 2.552.946.044 2,66 16.432.913.819 29,22 198.766.280 5,96 19.184.626.143 12,3Total 96.135.874.703 100,00 56.237.203.379 100,00 3.337.552.006 100,00 155.710.600.088 100

4.2 Características e Prazos

Os termos e condições abaixo apresentam apenas uma minuta dos principais termos e condições que constarão de cada emissão amparada no Programa de Distribuição. Os termos entre colchetes serão definidos e/ou alterados em cada Escritura de Emissão, Contrato de Coordenação e Suplemento. Para maiores informações, vide "Anexo A – Minuta da Escritura de Emissão" e "Anexo B – Minuta do Contrato de Coordenação".

4.2.1 Número da emissão. A Escritura de Emissão representa a [•] emissão de debêntures da Emissora.

4.2.2 Valor total da emissão. O valor total da emissão é de R$[•] ([•]) na Data de Emissão (conforme definido abaixo).

4.2.3 Valor nominal. As Debêntures terão valor nominal unitário de R$[•] ([•]) na Data de Emissão ("Valor Nominal").

4.2.4 Quantidade. Serão emitidas [•] ([•]) Debêntures.

4.2.5 Séries. A emissão será realizada em [série única] {ou} [[•] ([•]) séries].

4.2.6 Forma. As Debêntures serão emitidas sob a forma nominativa, escritural, sem emissão de cautelas ou certificados. Para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato emitido pela Instituição Depositária (conforme definido abaixo). Adicionalmente, [para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta o "Relatório de Posição de Ativos", acompanhado de extrato em nome do debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos] {e/ou} [e, para as Debêntures custodiadas na CBLC, será expedido por esta relatório indicando a titularidade das Debêntures que estiverem custodiadas na CBLC].

4.2.7 Conversibilidade. As Debêntures não serão conversíveis em ações.

4.2.8 Espécie. As Debêntures serão da espécie [subordinada/quirografária/com garantia real/com garantia flutuante].

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4.2.8.1 Limite de emissão. O limite de emissão previsto no artigo 60 da Lei n.º 6.404/76 está cumprido, tendo em vista que (i) o capital social da Emissora na data da Escritura de Emissão é de R$[•] ([•]); e (ii) a emissão das Debêntures, somada às debêntures da[s] [•] emissão[ões] da Emissora ainda não canceladas ou resgatadas, no valor de R$[•] ([•]), totaliza R$[•] ([•]).

4.2.9 Colocação. As Debêntures serão objeto de distribuição pública com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, com colocação mediante regime [de garantia firme] {e/ou} [de melhores esforços], [restante da forma de colocação a ser definida em cada emissão][, sendo certo que a distribuição das Debêntures será realizada apenas se forem colocadas[, no mínimo, [•] ([•]) Debêntures] {ou} [a totalidade das Debêntures]].

4.2.10 Negociação. A emissão será registrada para negociação no mercado secundário por meio [do SND] {e/ou} [e do Bovespa Fix].

4.2.11 Data de emissão. Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será [•] de [•] de 200[•] ("Data de Emissão").

4.2.12 Prazo e data de vencimento. As Debêntures terão prazo de vencimento de [•] ([•]) meses, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em [•] de [•] de [•] ("Data de Vencimento").

4.2.13 Prazo de subscrição. Respeitados o deferimento do pedido de registro na CVM, as Debêntures serão subscritas, a qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação do anúncio de início de distribuição das Debêntures.

4.2.14 Preço de subscrição. As Debêntures serão subscritas pelo Valor Nominal, acrescido da Remuneração (conforme definido abaixo), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a Data de Integralização (conforme definido abaixo) ("Preço de Subscrição").

4.2.15 Forma de subscrição e de integralização. A subscrição será efetuada por meio dos procedimentos [da CETIP] {e/ou} [da CBLC]. O pagamento do Preço de Subscrição deverá ser feito à vista, no ato da subscrição ("Data de Integralização") e em moeda corrente nacional.

4.2.16 Pagamento do Valor Nominal. O Valor Nominal será pago em [uma única parcela na Data de Vencimento] {ou} [[•] ([•]) parcelas iguais, anuais e sucessivas, a partir do [•]º ([•]) mês (inclusive) contado da Data de Emissão até a Data de Vencimento, ocorrendo o primeiro pagamento em [•] de [•] de [•] ("Amortização" ou "Amortizações")].

4.2.17 Remuneração. Sobre o saldo do Valor Nominal incidirão [correção monetária e] juros remuneratórios correspondentes a [•] ([em conjunto,] "Remuneração").

4.2.17.1 Periodicidade de pagamento da Remuneração. A [correção monetária será paga [prazo a ser fixado de acordo com a regulamentação aplicável] a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em [•] de [•] de [•] e o último, na Data de Vencimento, e os juros remuneratórios serão pagos [•] a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em [•] de [•] de [•] e o último, na Data de Vencimento] {ou} [Remuneração será paga [•] a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em [•] de [•] de [•] e o último, na Data de Vencimento]. Farão jus à Remuneração os titulares das Debêntures ao final do dia útil anterior à data de pagamento.

4.2.17.2 Fórmula para cálculo da Remuneração. A Remuneração será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

[FÓRMULA]

4.2.17.3 Se, na data de vencimento de quaisquer obrigações pecuniárias da Emissora, não houver divulgação da [TAXA1], será aplicada a última [TAXA1] divulgada oficialmente, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras entre a Emissora e os debenturistas quando da divulgação posterior da [TAXA1] que seria aplicável. Se a não divulgação da [TAXA1] exceder o prazo de [10 (dez)] dias consecutivos, aplicar-se-á o disposto no item 4.2.17.4 abaixo para a definição do novo parâmetro de Remuneração das Debêntures.

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4.2.17.4 [No caso de ausência de apuração e/ou divulgação da [TAXA1] por mais de [10 (dez)] dias consecutivos, de extinção ou de impossibilidade legal de aplicação da [TAXA1] às Debêntures, será aplicada automaticamente no lugar da [TAXA1] a [TAXA2]. No caso de ausência de apuração e/ou divulgação da [TAXA2] por mais de [10 (dez)] dias consecutivos, de extinção ou de impossibilidade legal de aplicação da [TAXA2] às Debêntures, o Agente Fiduciário convocará, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a contar da data em que foi verificada a impossibilidade de aplicação da [TAXA2], assembléia geral de debenturistas, para a deliberação, de comum acordo com a Emissora, observada a regulamentação aplicável, do novo parâmetro de remuneração das Debêntures. Até que esse novo parâmetro seja estabelecido de comum acordo com a Emissora na assembléia geral de debenturistas mencionada neste item, será utilizada, para o cálculo do valor de quaisquer obrigações previstas na Escritura de Emissão, a mesma taxa diária produzida pela última [TAXA1] ou [TAXA2] (conforme a taxa que tenha sido utilizada até a data do evento que deu causa à convocação da assembléia geral de debenturistas), divulgada oficialmente, acrescida do percentual da [TAXA1] ou [TAXA2], conforme o caso, aplicável, calculada pro rata temporis, até a data da deliberação da assembléia geral de debenturistas. Caso não haja, entre a Emissora e os debenturistas representando, no mínimo, a maioria das Debêntures em circulação (ainda que em decorrência da falta de quorum para deliberar sobre a matéria), acordo sobre o novo parâmetro de remuneração, a Emissora deverá resgatar a totalidade das Debêntures em circulação, no prazo de até 30 (trinta) dias contados da data da realização da respectiva assembléia geral de debenturistas, pelo saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração até a data do efetivo pagamento, utilizando-se a última [TAXA1] ou [TAXA2], conforme o caso, divulgada oficialmente. O resgate a que se refere este item não será acrescido de prêmio de qualquer natureza.]

4.2.18 Repactuação. [Não haverá repactuação.]

4.2.19 Resgate Antecipado Facultativo. [A ser definido em cada emissão.]

4.2.20 Aquisição facultativa. A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir no mercado Debêntures em circulação por preço não superior ao saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei n.º 6.404/76. As Debêntures adquiridas pela Emissora poderão, a qualquer tempo, por opção da Emissora, ser canceladas, permanecer em tesouraria, ou ser novamente colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora, para permanência em tesouraria nos termos deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação.

4.2.21 Encargos moratórios. Ocorrendo impontualidade no pagamento de qualquer quantia devida aos debenturistas por força da Escritura de Emissão, os débitos em atraso ficarão sujeitos a juros de mora de [1% (um por cento)] ao mês, calculados desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, e multa moratória de [2% (dois por cento)] sobre o valor devido, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial ("Encargos Moratórios").

4.2.22 Decadência dos direitos aos acréscimos. O não comparecimento do debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer obrigações pecuniárias nas datas previstas na Escritura de Emissão não lhe dará o direito a qualquer acréscimo no período relativo ao atraso no recebimento, assegurados, todavia, os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento.

4.2.23 Local de pagamento. Os pagamentos referentes a todos e quaisquer valores devidos nos termos da Escritura de Emissão serão efetuados pela Emissora, por intermédio [da CETIP] {e/ou} [da CBLC], [conforme as Debêntures estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC] ou, ainda, por meio da Instituição Depositária para os debenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas [na CETIP] {e/ou} [na CBLC].

4.2.23.1 Caso qualquer debenturista tenha imunidade ou isenção tributária, deverá encaminhar à Instituição Depositária, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis anteriores à data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória de tal imunidade ou isenção tributária.

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4.2.24 Prorrogação dos prazos. Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação prevista na Escritura de Emissão até o 1º (primeiro) dia útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os casos cujos pagamentos devam ser realizados [(i) pela CETIP, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriados bancários nacionais, sábados ou domingos;] {e/ou} [(ii) pela CBLC, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriados bancários nacionais, sábados ou domingos, ou com feriados bancários na Cidade de São Paulo].

4.2.25 Publicidade. Exceto os anúncios de início e de encerramento de distribuição, que serão publicados somente no jornal "[Gazeta Mercantil, edição nacional]", todos os atos e decisões relativos às Debêntures deverão ser obrigatoriamente comunicados, na forma de avisos, no Diário Oficial do Estado do Ceará e nos jornais "Gazeta Mercantil", edição nacional, e "O Povo", e por meio do site da Emissora (www.coelce.com.br) na Internet, sempre imediatamente após a ciência do fato a ser divulgado, devendo os prazos para manifestação dos debenturistas, caso seja necessário, obedecer ao disposto na legislação em vigor, na Escritura de Emissão ou, na falta de disposição expressa, o mínimo de 10 (dez) dias úteis contados da data da última publicação do aviso.

4.2.26 Vencimento antecipado. O Agente Fiduciário deverá, observado o disposto nos itens 4.2.26.1 e 4.2.26.2 abaixo, declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis (e, no caso do inciso II abaixo, dos Encargos Moratórios, de acordo com o previsto no item 4.2.26.3 abaixo), e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, na ocorrência de quaisquer dos seguintes eventos:

I. (a) pedido de auto-falência (i) da Emissora; (ii) da CERJ – Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro ("CERJ"), enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa S.A. ("Endesa España"); ou (iii) de qualquer controladora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora ou da CERJ, esta última enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; (b) decretação de falência (i) da Emissora; (ii) da CERJ, enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; ou (iii) de qualquer controladora ou de qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora ou da CERJ, esta última enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; ou (c) pedido de concordata formulado (i) pela Emissora; (ii) pela CERJ, enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; ou (iii) por qualquer controladora ou por qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora ou da CERJ, esta última enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España (ou, relativamente a qualquer um dos casos deste inciso, qualquer procedimento judicial análogo previsto na legislação que substituirá ou complementará a atual legislação sobre falências e concordatas);

II. não pagamento, pela Emissora[, das Amortizações], da Remuneração, e/ou de quaisquer outros valores devidos aos debenturistas nas datas previstas na Escritura de Emissão não sanado no prazo de 2 (dois) dias úteis contado das suas respectivas datas de vencimento;

III. vencimento antecipado de qualquer dívida cujo valor, unitário ou agregado, seja igual ou superior a US$30.000.000,00 (trinta milhões de dólares dos Estados Unidos da América) (ou seu contravalor em outras moedas), convertido em reais conforme cotação divulgada pelo Banco Central do Brasil, via SISBACEN, no Boletim de Taxas de Câmbio e de Mercado, código PTAX800, opção 5/venda, moeda 220, verificada para a liquidação financeira de obrigações vencíveis em determinada data e devidamente divulgada pelo Banco Central do Brasil no dia útil imediatamente anterior à data do evento ("Taxa de Conversão") (a) da Emissora; (b) da CERJ, enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; ou (c) de qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora ou da CERJ, esta última enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España;

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IV. falta de pagamento de quaisquer dívidas líquidas, certas e exigíveis, como e quando tal dívida venha a vencer, observado qualquer período de carência aplicável, em valor agregado igual ou superior a US$30.000.000,00 (trinta milhões de dólares dos Estados Unidos da América) (ou seu contravalor em outras moedas), convertido em reais pela Taxa de Conversão, não sanado em até 30 (trinta) dias, a contar do inadimplemento da obrigação (a) pela Emissora; (b) pela CERJ, enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España; ou (c) por qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora ou da CERJ, esta última enquanto controlada direta ou indiretamente por Endesa España, ressalvadas as dívidas entre quaisquer das empresas mencionadas nas alíneas (a), (b) e (c) deste inciso e destas com quaisquer das empresas controladas, direta ou indiretamente, pela Endesa España (sem envolver dívidas com qualquer terceiro), com relação às quais nenhum procedimento, judicial ou extrajudicial, de cobrança tenha sido iniciado;

V. protesto legítimo de títulos cujo valor unitário seja igual ou superior a (a) R$10.000.000,00 (dez milhões de reais) (ou seu contravalor em outras moedas) contra a Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora; ou (b) R$15.000.000,00 (quinze milhões de reais) (ou seu contravalor em outras moedas) contra a CERJ ou qualquer controlada, direta ou indireta, da CERJ, enquanto a CERJ for controlada direta ou indiretamente por Endesa España, salvo se, em qualquer dos casos deste inciso, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contado da data do protesto, tiver sido comprovado ao Agente Fiduciário que (i) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro; (ii) o protesto foi cancelado; ou (iii) o valor do(s) título(s) protestado(s) foi depositado em juízo ou tiverem sido oferecidas outras garantias aceitas em juízo;

VI. perda, pela Emissora, da concessão para a prestação dos Serviços;

VII. alteração, perda, compartilhamento de forma diversa do compartilhamento existente na data da Escritura de Emissão ou não exercício, de forma direta ou indireta, do controle da Emissora, tal como definido no artigo 116 da Lei n.º 6.404/76, que rebaixe ou mantenha a classificação de risco (rating) atribuída inicialmente à emissão em nível inferior à classificação elaborada por agência de classificação de risco conceituada, em escala nacional, equivalente, no mínimo, a [brBBB-], conforme escala da [Standard & Poor's]. Para os fins do disposto neste inciso, a convocação da agência de classificação de risco para que seja realizada a atualização da classificação de risco das Debêntures deve ser feita em até 10 (dez) dias, contados da data em que for publicado o fato relevante sobre o evento em questão, sob pena de, em não sendo feita referida convocação, o Agente Fiduciário declarar o vencimento antecipado das Debêntures. Na hipótese da referida agência de classificação de risco, por qualquer motivo, não atualizar a classificação de risco das Debêntures, a Emissora, de comum acordo com o Agente Fiduciário, deverá providenciar a substituição da mesma por outra agência, com igual qualidade e nível de excelência (preferencialmente Standard & Poor's, Moody's ou Fitch), sob pena do Agente Fiduciário declarar o vencimento antecipado das Debêntures se a responsabilidade pela não substituição for atribuída, de qualquer forma, à Emissora. Fica desde já certo e ajustado que não ensejará o vencimento antecipado de que trata este item nem justificará a necessidade de nova classificação de risco (rating), as hipóteses de cessão, transferência ou alienação, a qualquer título, de forma direta ou indireta, de ações de emissão da Emissora desde que o controle direto ou indireto da Emissora permaneça sob a titularidade de Endesa España;

VIII. fusão, incorporação ou cisão da Emissora, salvo se (a) a operação tiver sido previamente aprovada por debenturistas representando, no mínimo, a maioria das Debêntures em circulação; ou (b) tiver sido assegurado aos debenturistas que o desejarem, durante o prazo mínimo de 6 (seis) meses contados da data da publicação das atas das assembléias gerais relativas à operação, o resgate das Debêntures de que forem titulares, pelo saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento;

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IX. não cumprimento, pela Emissora, de toda e qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de Emissão não sanada em 30 (trinta) dias contados da data de recebimento, pela Emissora, de notificação neste sentido, enviada pelo Agente Fiduciário, sendo certo que o prazo previsto neste inciso não se aplica a qualquer outro inciso deste item;

X. pagamento, pela Emissora, de dividendos, exceto os obrigatórios por lei ou pelo estatuto social da Emissora em vigor na data da Escritura de Emissão, juros sobre capital próprio ou qualquer outra participação estatutária em lucros, se estiver em mora relativamente ao pagamento de quaisquer obrigações referentes às Debêntures;

XI. quaisquer das operações previstas neste inciso envolvendo, se for o caso, a Emissora ou qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora (sendo certo que qualquer das operações abaixo entre a Emissora e qualquer de suas controladas não será considerada para os fins deste inciso): (a) fusão (excluindo a Emissora); (b) incorporação (excluindo a incorporação da Emissora mas incluindo a incorporação pela Emissora); (c) cisão (excluindo a Emissora); (d) aquisição de todos os ativos de outra sociedade ou de parcela substancial dos mesmos; (e) aquisição de participação no capital social de qualquer sociedade, sob qualquer forma, seja por aquisição ou subscrição de participação societária ou qualquer título ou valor mobiliário conversível em participação societária; (f) venda ou transferência de todos os ativos ou de parcela substancial dos mesmos; (g) alteração na condução dos negócios ou de parcela substancial dos mesmos, como vêm sendo atualmente conduzidos; ou (h) qualquer outro ato ou operação que tenha como resultado o mesmo de qualquer uma das operações acima; desde que, em qualquer dos casos deste inciso, rebaixe ou mantenha, a qualquer tempo, (i) a classificação de risco (rating) das Debêntures atribuída inicialmente à emissão em nível inferior à classificação elaborada por agência de classificação de risco conceituada, em escala nacional, equivalente, no mínimo, a [brBBB-], conforme escala da [Standard & Poor's]; e/ou (ii) no desenquadramento dos índices e limites a que se refere o inciso XVII abaixo;

XII. venda, cessão ou qualquer outro tipo de transferência, (a) pela Emissora ou por qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora, de bens do ativo permanente (incluindo imobilizado e investimentos, mas excluindo eventual reclassificação contábil de ágio) ou de participação em outras sociedades (incluindo direitos de subscrição e títulos ou valores mobiliários conversíveis em participação societária) cujo valor unitário ou agregado durante os 12 (doze) meses imediatamente anteriores seja igual ou superior a US$30.000.000,00 (trinta milhões de dólares dos Estados Unidos da América) (ou seu contravalor em outras moedas), convertido em reais pela Taxa de Conversão, sem a aplicação integral, no prazo de 90 (noventa) dias da data em que tais recursos se tornaram disponíveis à Emissora e/ou às suas controladas, conforme o caso, dos recursos líquidos (i) no pagamento de dívidas de sua titularidade, excluídas as dívidas entre quaisquer das seguintes sociedades: a Emissora, quaisquer controladoras ou controladas, diretas ou indiretas, ou coligadas da Emissora; ou (ii) na aquisição de bens de mesmo valor, que irão integrar o ativo permanente da Emissora ou de suas controladas, conforme o caso;

XIII. mudança do objeto social da Emissora na qual acionistas exerçam seu direito de recesso;

XIV. as declarações previstas na Cláusula 10.1 da Escritura de Emissão provarem-se inverídicas ou incorretas em qualquer aspecto relevante na data em que foram prestadas;

XV. realização, pela Emissora, de operação, negócio ou atividade não contemplado em seu objeto social que possa comprovadamente comprometer o pontual e integral cumprimento das obrigações assumidas na Escritura de Emissão;

XVI. (a) celebração, pela Emissora, na qualidade de mutuante, de contratos de empréstimo em dinheiro, ou qualquer forma de repasse ou empréstimo, pela Emissora, de recursos financeiros, incluindo por meio de assunções de dívidas ou compromissos, subscrições de títulos ou valores mobiliários, adiantamentos para futuro aumento de capital, aumentos de capital e aquisição de ações resgatáveis, (i) a qualquer controlada, direta ou indireta, ou coligada da Emissora, cujo valor unitário ou agregado exceda, a qualquer tempo, 20% (vinte

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por cento) do EBITDA da Emissora; ou (ii) a qualquer acionista, direto ou indireto, da Emissora; ou (iii) a qualquer terceiro; ou (b) permissão, pela Emissora, que qualquer controlada, direta ou indireta, da Emissora celebre, na qualidade de mutuante, contratos de empréstimo em dinheiro, ou de qualquer forma repasse ou empreste recursos financeiros, incluindo por meio de assunções de dívidas ou compromissos, subscrições de títulos ou valores mobiliários, adiantamentos para futuro aumento de capital, aumentos de capital e aquisição de ações resgatáveis, a qualquer entidade, pessoa física ou pessoa jurídica que não seja a Emissora ou uma controlada da Emissora;

XVII. falta de enquadramento da Emissora, ao final de cada semestre de seu exercício social em que existirem Debêntures em circulação, dentro dos seguintes índices e limites financeiros, a serem apurados com base nas demonstrações financeiras da Emissora preparadas e entregues pela Emissora ao Agente Fiduciário de acordo com o disposto nas alíneas (a) e (b) do inciso I da Cláusula 7.1 da Escritura de Emissão:

(a) EBITDA/Despesas Financeiras Líquidas Desembolsadas igual ou superior a [•] até a Data de Vencimento;

(b) Dívida Bancária Líquida/EBITDA igual ou inferior a [•] ([•]) até a Data de Vencimento;

(c) Dívida Bancária Líquida/Patrimônio Líquido igual ou inferior a [•] ([•]) até a Data de Vencimento; e

(d) DSCR (Debt Service Credit Ratio) = EBITDA/Serviço da Dívida igual ou superior a [•] ([•]) até a Data de Vencimento; ou

XVIII. não manutenção, pela Emissora, de seguro adequado para os seus bens, conforme práticas correntes de mercado, não sanada em 30 (trinta) dias contados da data de recebimento, pela Emissora, de notificação neste sentido, enviada pelo Agente Fiduciário.

Para os fins da Escritura de Emissão, aplicar-se-ão as seguintes definições:

"Despesas Financeiras Líquidas Desembolsadas": cálculo considerando os últimos 12 (doze) meses (incluindo o mês da base de cálculo): Despesas Financeiras (Encargos de Dívidas (DRE)) decorrentes de Dívidas Bancárias, efetivamente desembolsadas, excluindo operações relativas a Ativo Regulatório e Variações Monetárias (DRE), e deduzidas as Receitas Financeiras (rendas de aplicações financeiras, acréscimos moratórios sobre contas de energia) do mesmo período.

"Dívida Bancária Líquida": cálculo considerando os últimos 12 (doze) meses (incluindo o mês da base de cálculo): Saldo de Dívidas Bancárias (excluindo operações relativas a Ativo Regulatório e Eletrobrás), deduzido o saldo de Disponibilidades e Depósitos Vinculados (aplicações financeiras e contas reservas vinculadas a operações de crédito).

"EBITDA": cálculo considerando os últimos 12 (doze) meses (incluindo o mês da base de cálculo): Resultado do Serviço (DRE) (+) Depreciação (+) Amortização (incluindo efeito do ágio pela aquisição da Emissora) (+) Provisões Operacionais (fiscais, trabalhistas, cíveis e crédito de liquidação duvidosa).

"Patrimônio Líquido": Saldo do Patrimônio Líquido do mês da base de cálculo.

"Serviço da Dívida": cálculo considerando os últimos 12 (doze) meses (incluindo o mês da base de cálculo): Despesas Financeiras (Encargos de Dívidas (DRE)) decorrentes de Dívidas Bancárias, efetivamente desembolsadas, excluindo operações relativas a Ativo Regulatório e Variações Monetárias (DRE), e deduzidas as Receitas Financeiras (rendas de aplicações financeiras, acréscimos moratórios sobre contas de energia) do mesmo período (+) amortizações efetivamente realizadas com Dívidas Bancárias (excluindo amortizações relativas a Ativo Regulatório, pagamentos de dívidas realizados com saldo de caixa e depósito vinculado na posição de [•] de [•] e rolagens de dívidas que não impliquem em acréscimo líquido do saldo de dívidas) (-) saldo de Disponibilidades e Depósitos Vinculados (aplicações financeiras e contas reservas vinculadas a operações de crédito).

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4.2.26.1 Observados os prazos de cura e demais ressalvas previstos no item 4.2.26 acima, ocorrendo quaisquer dos eventos previstos nos incisos I a VIII do item 4.2.26 acima, que deverão ser imediatamente informados pela Emissora ao Agente Fiduciário, as Debêntures tornar-se-ão automaticamente vencidas, independentemente de aviso ou notificação, judicial ou extrajudicial, sendo certo que os eventos previstos nos incisos I, III, IV e V que envolvam qualquer inadimplemento da CERJ ou de suas controladoras ou controladas, enquanto a CERJ for controlada direta ou indiretamente por Endesa España, serão objeto de deliberação dos debenturistas nos termos do item 4.2.26.2 abaixo.

4.2.26.2 Observados os prazos de cura e demais ressalvas previstos no item 4.2.26 acima, ocorrendo quaisquer dos demais eventos previstos no item 4.2.26 acima (que não sejam aqueles previstos no item 4.2.26.1 acima), que deverão ser imediatamente informados pela Emissora ao Agente Fiduciário, o Agente Fiduciário deverá, inclusive para fins do disposto na Cláusula 8.9.1 da Escritura de Emissão, convocar, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis contados da data em que for constatada sua ocorrência, assembléia de debenturistas, a realizar-se no prazo mínimo previsto em lei. Se, na referida assembléia de debenturistas, os debenturistas representando, no mínimo, a maioria das Debêntures em circulação, decidirem por não considerar o vencimento antecipado das Debêntures, o Agente Fiduciário não deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures; caso contrário, ou em caso de não instalação, em segunda convocação, da referida assembléia de debenturistas, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures.

4.2.26.3 Na ocorrência da declaração do vencimento antecipado das Debêntures, a Emissora obriga-se a efetuar o pagamento do saldo do Valor Nominal de todas as Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração (e, no caso do inciso II do item 4.2.26 acima, dos Encargos Moratórios, calculados a partir da data em que tais pagamentos deveriam ter sido efetuados), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração até a data do seu efetivo pagamento, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados de comunicação neste sentido, a ser enviada pelo Agente Fiduciário à Emissora, sob pena de, em não o fazendo, ficar obrigada, ainda, ao pagamento dos Encargos Moratórios.

4.2.27 Assembléia dos debenturistas.

4.2.27.1 Os titulares das Debêntures poderão, a qualquer tempo, reunir-se em assembléia a fim de deliberarem sobre matéria de interesse da comunhão dos debenturistas.

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

4.2.27.3 A assembléia de debenturistas se instalará, em primeira convocação, com a presença de debenturistas que representem a metade, no mínimo, das Debêntures em circulação e, em segunda convocação, com qualquer quorum.

4.2.27.3.1 Para os fins de apuração do quorum de instalação em qualquer assembléia de debenturistas, serão excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria pela Emissora.

4.2.27.4 A presidência da assembléia de debenturistas caberá ao debenturista eleito pelos titulares das Debêntures ou àquele que for designado pela CVM.

4.2.27.5 Nas deliberações da assembléia, a cada Debênture em circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário, debenturista ou não. Todas as deliberações a serem tomadas em assembléia geral de debenturistas dependerão de aprovação de debenturistas que representem, no mínimo, a maioria das Debêntures em circulação.

4.2.27.5.1 Para os fins de apuração do quorum de deliberação em qualquer assembléia de debenturistas, serão excluídos os votos em branco e as Debêntures pertencentes à Emissora, ou qualquer controladora ou controlada, direta ou indireta, da Emissora, ou qualquer coligada da Emissora, ou qualquer de seus diretores, conselheiros ou acionistas.

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4.2.27.6 Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas assembléias dos debenturistas. 4.2.27.7 O Agente Fiduciário deverá comparecer à assembléia e prestar aos debenturistas as informações que

lhe forem solicitadas. 4.2.27.8 Aplica-se à assembléia de debenturistas, no que couber, o disposto na Lei n.º 6.404/76, sobre a

assembléia geral de acionistas. 4.3 Cronograma Tentativo das Etapas da Oferta

O cronograma tentativo das etapas da oferta será determinado quando da realização de cada emissão no amparo do Programa de Distribuição, e constará do respectivo Suplemento.

4.4 Divulgação de Anúncios Relacionados à Oferta

A forma de divulgação dos anúncios será determinada quando da realização de cada emissão no amparo do Programa de Distribuição, e constará do respectivo Suplemento.

4.5 Público Alvo

O público alvo das Debêntures será determinado por ocasião de cada emissão, e constará do respectivo Suplemento.

4.6 Inadequação da Oferta a Certos Investidores

O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (i) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado ou de empresas concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Os investidores devem ler a seção "V. Fatores de Risco" no Prospecto e a seção "V. Fatores de Risco" no Suplemento.

4.7 Negociação das Debêntures

As Debêntures de cada emissão serão registradas para negociação no mercado secundário por meio (i) do SND, administrado pela ANDIMA, sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP; e/ou (ii) do Bovespa Fix, administrado pela Bovespa, sendo aos negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC, conforme determinado por ocasião de cada emissão, e constará do respectivo Suplemento.

4.8 Manifestação de Aceitação à Oferta

O prazo e a forma de manifestação de aceitação à oferta serão determinados por ocasião de cada emissão, e constarão do respectivo Suplemento.

4.9 Manifestação de Revogação da Aceitação à Oferta

Exceto na ocorrência das situações expressamente previstas da Instrução CVM n.º 400/03 e ao que eventualmente vier a ser determinado por ocasião de cada emissão, que constará do respectivo Suplemento, aos investidores que tiverem aceito a oferta não será permitido revogá-la.

4.10 Suspensão ou Cancelamento da Oferta

Nos termos do artigo 19 da Instrução CVM n.º 400/03, a CVM (a) poderá suspender ou cancelar, a qualquer tempo, a oferta de distribuição que: (i) esteja se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM n.º 400/03 ou do registro; ou (ii) tenha sido havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido o respectivo registro; e (b) deverá suspender a oferta quando verificar ilegalidade ou violação de regulamento sanáveis.

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O prazo de suspensão da oferta não poderá ser superior a 30 dias, durante o qual a irregularidade apontada deverá ser sanada. Findo tal prazo sem que tenham sido sanados os vícios que determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da oferta e cancelar o respectivo registro. A rescisão do Contrato de Coordenação importará no cancelamento do registro.

A Emissora dará conhecimento da suspensão ou do cancelamento aos investidores que já tenham aceito a Oferta, sendo-lhes facultado, na hipótese de suspensão, a possibilidade de revogar a aceitação até o quinto dia útil posterior ao recebimento da respectiva comunicação. Todos os investidores que já tenham aceito a oferta, na hipótese de seu cancelamento e os investidores que tenham revogado a sua aceitação, na hipótese de suspensão, conforme previsto acima, terão direito à restituição integral dos valores, bens ou direitos dados em contrapartida às Debêntures ofertadas, cujo valor corresponderá àquele a ser determinado por ocasião de cada emissão, e constará do respectivo Suplemento.

4.11 Modificação da Oferta

Nos termos do artigo 25 e seguintes da Instrução CVM n.º 400/03, a CVM, a seu juízo, poderá acatar pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com o Coordenador Líder (e, se for o caso, com as demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição), de modificação ou revogação da oferta, na hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da apresentação do pedido de registro da emissão perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria oferta.

É sempre permitida a modificação da oferta para melhorá-la em favor dos debenturistas.

A revogação torna ineficazes a oferta e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo ser restituídos integralmente aos aceitantes os valores, bens ou direitos dados em contrapartida às Debêntures ofertadas, cujo valor corresponderá àquele a ser determinado por ocasião de cada emissão, e constará do respectivo Suplemento.

A modificação será divulgada imediatamente através dos mesmos meios utilizados para a divulgação do anúncio de início de distribuição das Debêntures. O Coordenador Líder (e, se for o caso, as demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição) deverá acautelar-se e certificar, no momento do recebimento das aceitações da oferta, de que o manifestante está ciente de que a oferta original foi alterada e de que tem conhecimento das novas condições.

O Coordenador Líder (e, se for o caso, as demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição) comunicará diretamente os investidores que já tiverem aderido à oferta a respeito da modificação efetuada, para que, no prazo de 5 (cinco) dias úteis do recebimento da comunicação, confirmem, por correspondência ao Coordenador Líder (e, se for o caso, às demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição) ou em sua sede, no endereço indicados na seção "III. Identificação de Administradores, Consultores e Auditores", o interesse em manter a aceitação da oferta, presumida a intenção de manutenção da mesma na hipótese de silêncio.

Na hipótese do investidor manifestar a intenção de revogar sua aceitação à oferta, aplicar-se-á o disposto no terceiro parágrafo deste item que se refere à restituição dos valores aos investidores.

4.12 Contrato de Coordenação

O Contrato de Coordenação relativo a cada emissão ao amparo do Programa de Distribuição estará disponível para consulta na sede da Emissora, no endereço indicado no item 3.1 acima, por ocasião da respectiva emissão. Vide "Anexo B – Minuta do Contrato de Coordenação".

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4.12.1 Coordenador

O Coordenador é o Banco Votorantim (Coordenador Líder). Para maiores informações sobre o Coordenador Líder, vide "II. Características da Operação – 2.3 Coordenador Líder – Banco Votorantim" e "III. Identificação de Administradores, Consultores e Auditores – 3.2 Consultores – 3.2.1 Coordenadores".

Não obstante o acima disposto, o Coordenador Líder não estará obrigado a realizar todas as emissões ao amparo do Programa de Distribuição. Ademais, o Coordenador Líder poder convidar outras instituições intermediárias para participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição.

4.12.2 Regime de Colocação

As Debêntures poderão ser colocadas em regime de garantia firme e/ou de melhores esforços, conforme vier a ser determinado por ocasião de cada emissão ao amparo do Programa de Distribuição, e constará do respectivo Suplemento.

Para os fins do disposto no item 5 do Anexo VI à Instrução CVM n.º 400/03, caso o Coordenador Líder e/ou as outras instituições intermediárias eventualmente (i) venham a subscrever Debêntures em regime de garantia firme; e (ii) tenham interesse em vender tais Debêntures, o preço de revenda de tais Debêntures será em conformidade com as condições de mercado vigentes à época da venda e sujeita à conveniência e necessidade do Coordenador Líder e/ou das outras instituições intermediárias.

4.12.3 Remuneração

A remuneração do Coordenador Líder (e/ou das demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição) será determinada por ocasião de cada emissão ao amparo do Programa de Distribuição, e constará do respectivo Suplemento.

4.12.4 Custo da Distribuição

Tendo em vista que o custo da distribuição depende da remuneração do Coordenador Líder (e/ou das demais instituições intermediárias que vierem a participar das emissões ao amparo do Programa de Distribuição), o custo de cada emissão ao amparo do Programa de Distribuição constará do respectivo Suplemento.

4.13 Estabilização de Preços e Garantia de Liquidez

Não serão celebrados contrato de estabilização de preços ou contrato de garantia de liquidez tendo por objeto as Debêntures.

4.14 Relação da Emissora com o Coordenador Líder

Além do Contrato de Coordenação relativo à primeira emissão da Emissora ao amparo do Programa de Distribuição, a Emissora celebrou contrato de mútuo com o Coordenador Líder. Vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.23 Contratos de Financiamento Relevantes ao Desempenho das Atividades – 9.23.9 Contrato de Mútuo para Repasse de Empréstimo Externo n.º A0018698 com o Banco Votorantim".

4.15 Destinação dos Recursos

O montante líquido obtido pela Emissora com a distribuição das Debêntures será determinada por ocasião de cada emissão ao amparo do Programa de Distribuição, e constará do respectivo Suplemento. A Emissora estima que os montantes obtidos com as próximas emissões poderão ser utilizados para refinanciamento de dívidas da Emissora, para reescalonamento do serviço das dívidas registradas no curto prazo, para desenvolvimento de projetos ou para manutenção em caixa, todos os quais serão descritos e explicados de acordo com as normas da CVM por ocasião de cada emissão e em cada Suplemento.

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V. FATORES DE RISCO Ao considerar a possibilidade de investimento nas Debêntures objeto do Programa de Distribuição, potenciais investidores deverão analisar cuidadosamente todas as informações contidas neste Prospecto e no respectivo Suplemento e, particularmente, os fatores de risco descritos abaixo e no respectivo Suplemento. Os termos utilizados nesta seção que não estiverem aqui definidos têm o significado a eles atribuído na seção "I. Glossário e Abreviaturas". 5.1 Riscos Relativos à Economia Nacional 5.1.1 Impacto da Inflação Elevada e Política Monetária

O Brasil tem apresentado, historicamente, taxas de inflação extremamente altas. A inflação e algumas medidas governamentais destinadas a combatê-la geraram, no passado, significativos efeitos sobre a economia do País. O Plano Real, implementado pelo Governo Federal em 1994, resultou na redução sustentada do nível de inflação no Brasil. A inflação apurada pelo IGPM caiu para 1,8% em 1998, antes de aumentar para 20,1% em 1999, como resultado da desvalorização do real iniciada em janeiro de 1999, e posteriormente diminuir para 10% em 2000 e aumentar para 10,4% em 2001. Em 2002, a taxa de inflação aumentou novamente para 25,3%, em grande medida devido à pressão que a desvalorização da moeda exerceu sobre os preços internos. Em 2003, as taxas de inflação caíram para 8,7%. Não há garantias de que as recentes taxas de inflação continuarão a se sustentar nos patamares atuais. Medidas governamentais futuras, tais como aquelas destinadas a ajustar o valor do real com o objetivo de preservar um saldo comercial significativo, podem desencadear o aumento da inflação. O aumento significativo destas taxas e as eventuais políticas adotadas para reduzi-las podem afetar negativamente a economia brasileira, os negócios da Emissora, sua condição financeira e seu resultado operacional. Vide "V. Fatores de Risco – 5.1 Riscos Relativos à Economia Nacional – 5.1.2 Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros Local e Internacional".

5.1.2 Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros Local e Internacional As dívidas contraídas pela Emissora estão sujeitas a taxa de juros variáveis, como por exemplo a TJLP e a Taxa DI. Desta forma, o aumento das taxas de juros causará também aumento nos custos da Emissora, e no pagamento do serviço de sua dívida. Conseqüentemente, sua condição financeira e seus resultados sofrerão com o impacto dessa despesa. Uma flutuação de taxas de juros pactuadas nos contratos de que a Emissora é parte pode afetar negativamente a rentabilidade e os resultados da Emissora.

5.1.3 Efeitos da Política Cambial No início de 1999, o real sofreu substanciais desvalorizações, o que acarretou na adoção da nova política cambial, caracterizada pela livre flutuação da moeda brasileira. Desde a introdução desta nova política, a moeda brasileira tem apresentado grande volatilidade, não sendo possível prever o comportamento da paridade do real em relação ao dólar dos Estados Unidos da América e às demais moedas estrangeiras. O risco de desvalorização do real frente ao dólar dos Estados Unidos da América e das demais moedas estrangeiras recai sobre o custo dos equipamentos adquiridos pela Emissora para a manutenção e modernização de suas instalações e sobre o custo de empréstimos obtidos pela Emissora no mercado internacional. Visto que a Emissora capta recursos e realiza outras operações com obrigações denominadas em moeda estrangeira, a desvalorização efetiva do real perante tais moedas pode afetar negativamente os negócios da Emissora, suas condições financeiras e resultados operacionais. O risco de flutuação do real frente às demais moedas estrangeiras recai sobre posições em moeda estrangeira, contratos de hedge e swap, dívidas denominadas em moeda estrangeira e outras operações em que há direitos ou obrigações da Emissora vinculados a moedas estrangeiras ou nelas denominados, onerando o passivo da Emissora, dificultando o acesso ao mercado de capitais internacional a taxas competitivas ou, até mesmo, impedindo o acesso a tal mercado. Vide "VI. Situação Financeira – 6.4 Análise da Capacidade de Pagamento em Face dos Compromissos Financeiros".

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5.1.4 Necessidade de Financiamento Governamental O Estado tem papel relevante como financiador do setor privado brasileiro, principalmente em projetos de maior prazo de maturação. Através de bancos de desenvolvimento controlados pela União, como o BNDES, e pelas unidades federativas, o Estado oferece à iniciativa privada financiamentos de longo prazo a taxas e em condições melhores que as obtidas no mercado bancário privado. Em 30 de junho de 2004, a Emissora era parte de empréstimos junto a instituições públicas no valor total de R$214.485 mil. Alterações nas políticas de gastos governamentais, investimentos e fomento do Estado brasileiro como um todo e, principalmente, do Governo Federal, podem influenciar a disponibilidade de financiamentos de longo prazo e o nível geral de atividade da economia nacional, podendo afetar negativamente os negócios da Emissora.

5.1.5 Dependência de Capitais Externos A política monetária praticada pelo Governo brasileiro tem acarretado em altas taxas de juros praticadas pelo mercado doméstico financeiro forçando empresas brasileiras aproveitarem-se da relativa disponibilidade e fluxo de recursos externos para países emergentes e captarem recursos no exterior a taxas mais competitivas. Alterações nos cenários político e econômico internacional podem influenciar a disponibilidade de hedge ou de financiamentos a taxas acessíveis no mercado internacional, podendo afetar negativamente os negócios da Emissora.

5.1.6 Aspectos Políticos, Institucionais e Legais O Estado é o maior empregador e maior consumidor individual do País, além de ser detentor do poder de legislar e de inúmeros instrumentos políticos e econômicos, incluindo de política fiscal e monetária, capazes de influenciar a atividade econômica. Os negócios, as condições financeiras e os resultados operacionais da Emissora podem ser adversamente afetados por mudanças na política envolvendo flutuações da moeda, inflação, indexação da economia, instabilidade de preços, taxas de juros, política fiscal e outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que afetem o Brasil.

5.1.7 Reforma Tributária Em 18 de dezembro de 2003, o Senado aprovou o projeto de reforma tributária encaminhado pela Câmara dos Deputados, acrescentando novos dispositivos ao texto original. O texto aprovado foi promulgado pelas mesas do Senado e da Câmara dos Deputados em sessão conjunta realizada em 19 de dezembro de 2003, estando consolidado na Emenda Constitucional n.º 42. Por outro lado, as alterações propostas pelo Senado retornaram à Câmara dos Deputados para apreciação, e posteriormente serão convertidos em nova emenda constitucional. A reforma visa simplificar a complexa estrutura tributária hoje vigente no País, e traz alterações significativas na cobrança de diversos impostos, tais como o ICMS. Tais alterações podem ensejar um aumento na carga fiscal hoje suportada pela Emissora, e poderá afetar negativamente os resultados de suas atividades.

5.1.8 Efeitos do Nível de Atividade Econômica Dadas as características das atividades da Emissora, seus resultados estão relacionados ao crescimento econômico do País. Qualquer retração brusca na economia brasileira, ocasionada tanto por crises internas como por crises externas, pode afetar negativamente os negócios da Emissora. Vide "V. Fatores de Risco – 5.2 Riscos Relativos ao Setor de Energia Elétrica" e "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica".

5.2 Riscos Relativos ao Setor de Energia Elétrica 5.2.1 Estrutura do Setor Elétrico

Concentrado na geração hidráulica de energia, o setor elétrico brasileiro depende, significativamente, do volume de água na bacia dos rios e, principalmente, da atuação do ONS, órgão responsável pelas operações de despacho de carga dentro SIN.

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Em decorrência da característica preponderante da produção de energia de fonte hidráulica, o setor elétrico é suscetível a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, além das limitações apresentadas pelo SIN em transmitir energia entre as diversas regiões do país, que dificulta o melhor aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro.

O ONS realiza ainda o controle do nível de água nos reservatórios e busca otimizar sua utilização para geração hidrelétrica nas usinas, coordenando a distribuição de água em reservatório para as hidrelétricas a ele associadas e, ainda, mantendo determinada quantia de água em reservatório para situações de emergência.

Tais fatores naturais ou limitações no SIN podem vir a comprometer a capacidade de geração e distribuição de energia, afetando negativamente as condições financeira e operacional da Emissora. Vide VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica – 8.2 Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro – 8.2.5 Criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS".

5.2.2 Reestruturação do Setor Elétrico

Em 2004, o Governo Federal modificou drasticamente a legislação que regula o setor elétrico brasileiro por meio da promulgação da Lei n.º 10.847/04 e da Lei n.º 10.848/04. As alterações introduzidas visam, entre outros, garantir a segurança de suprimento de energia elétrica, promover a modicidade tarifária, assegurar a expansão do sistema elétrico e promover a inserção social no setor elétrico por meio dos programas de universalização de atendimento.

Dentre as mudanças implementadas pelo Governo Federal destacam-se (i) a exigência de contratação de 100% da demanda de energia; (ii) a contratação de energia por licitação conjunta dos distribuidores (pool); (iii) a criação do ambiente de contratação regulada e do ambiente de contratação livre como ambientes de contratação e negociação de energia; (iv) a criação da CCEE em substituição ao MAE; (v) a criação da EPE e do CMSE; e (iv) a alteração das atribuições dos demais agentes e órgãos participantes do setor, incluindo o MME e a ANEEL.

A constitucionalidade da Medida Provisória n.º 144/03, que deu origem à Lei n.º 10.848/04 e que fixou as regras gerais para o setor, está sendo questionada perante o STF. Caso o STF decida pela inconstitucionalidade de referida medida provisória e da Lei n.º 10.848/04, o Governo Federal, de forma a implementar o novo modelo do setor elétrico, deverá reapresentar o modelo para aprovação no Congresso Nacional. Assim sendo, no evento do STF derrubar o novo modelo, não há garantias de que o Governo Federal consiga implementá-lo da forma hoje em vigor, não sendo possível prever como o novo modelo seria estruturado.

A Emissora não é capaz de estimar o alcance das mudanças, efetivas ou potenciais, mencionadas acima, tampouco o possível impacto que as mesmas poderão ter sobre sua situação financeira e resultados operacionais futuros. Vide "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica".

5.2.3 Racionamento de Energia

Em julho de 2001, o racionamento do consumo de energia elétrica tornou-se prioridade para o Governo Federal, que adotou medidas para enfrentar a escassez de chuvas que é típica durante o período de estiagem do inverno brasileiro. Tais medidas incluíram a suspensão do fornecimento de energia para fins ornamentais, de propaganda e para realização de eventos esportivos noturnos, regimes especiais de tarifação, o estabelecimento de metas de consumo e multas, além da possibilidade de corte no fornecimento caso os limites estabelecidos não fossem atendidos.

Passado o período de estiagem, em novembro de 2001, houve aumento do nível de água nos reservatórios e o Governo Federal adotou medidas de controle de consumo de energia mais brandas, que passaram a considerar o tipo de consumidor e as condições do reservatório na região onde o consumidor estava localizado. Em fevereiro de 2002, o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento de consumo de energia. Sem as restrições do racionamento, registrou-se aumento nos níveis de consumo de energia elétrica, porém observou-se redução nos patamares de consumo registrados antes do racionamento. Não é possível precisar quanto tempo será necessário para que o consumo de energia elétrica volte ao seu patamar médio, e nem se haverá necessidade do Governo Federal voltar a aplicar as medidas de redução do consumo de energia elétrica, frente a uma nova escassez de chuva prolongada, o que afetaria negativamente a geração de receita da Emissora.

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Para maiores informações, vide "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica – 8.4 Mercado Brasileiro de Energia Elétrica – 8.4.6 Racionamento e Crise do Setor Elétrico".

5.2.4 Livre Negociação de Energia A Emissora tem o seu fornecimento de energia assegurado por um contrato inicial com a CHESF, por força da Resolução ANEEL n.º 451, de 29 de dezembro de 1998, mas desde 2003, a energia assegurada pelos contratos iniciais está sendo reduzida em 25% a cada ano. Em decorrência da redução gradual do montante de energia disponível por meio do contrato inicial, da obrigatoriedade de lastro mínimo de contratação e da antiga visão governamental de transição para o livre mercado, a Emissora celebrou contratos de médio e longo prazo para atendimento de sua demanda evitando, dessa forma, ficar exposta aos preços do mercado livre e garantir o fornecimento de energia a seus consumidores. Com a redução gradual da energia assegurada nos contratos iniciais, não há garantia de que a Emissora conseguirá repor a parcela da demanda não coberta pelos contratos iniciais em termos e condições satisfatórios para a Emissora, o que poderia afetar negativamente sua capacidade operacional. Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.8 Fornecedores".

5.2.5 Consumidores Livres Desde 2000, consumidores com carga igual ou superior a 3.000kW, podem optar pela compra de energia elétrica com concessionário, permissionário ou autorizada de energia elétrica do mesmo sistema interligado. A partir de 2003, o governo pode regulamentar a matéria, diminuindo estes limites de carga e tensão. Desta forma, não há garantias de que os atuais ou futuros consumidores de energia na área de Concessão da Emissora com carga igual ou superior a 3.000kV não optarão por contratar seu suprimento diretamente com geradoras ou comercializadoras de energia, o que poderia afetar adversamente as receitas da Emissora.

5.2.6 Produtores Independentes de Energia A Lei n.º 9.074/95 instituiu a figura do produtor independente de energia, representando uma mudança na forma de se produzir energia no País. Assim sendo, os produtores independentes recebem concessão ou autorização do Poder Concedente para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco. O produtor independente pode vender energia para (i) concessionário de serviço público de energia elétrica, (ii) consumidores livres, (iii) consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou comercial, aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo do processo de co-geração, (iv) conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e carga, (v) qualquer consumidor que demonstre ao Poder Concedente não ter o concessionário local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até 80 dias contados da respectiva solicitação. De acordo com o novo modelo do setor, esses agentes poderão estar sujeitos às regras de comercialização regulada ou livre, dispostos na legislação em vigor, em seus contratos de concessão ou atos de autorização, ou seja, poderão participar da licitação para venda de sua energia no pool de comercialização, diretamente a consumidores livres ou poderão vender sua energia no ambiente de livre contratação. O aumento de produtores independentes de energia na região da Concessão da Emissora poderia significar um incremento na concorrência da distribuição de energia a grandes clientes, podendo vir a afetar negativamente as receitas da Emissora na comercialização de energia.

5.2.7 Regulamentação e Política Tarifárias De acordo com as normas que regulam os contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, as tarifas praticadas pelas distribuidoras de energia são reajustadas anualmente mediante prévia autorização da ANEEL, e observadas as condições dos contratos de concessão respectivos. Revisões extraordinárias das tarifas praticadas pelas distribuidoras de energia somente podem ocorrer quando fatos específicos impactarem nos custos das concessionárias, prejudicando o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos, estando, assim, tais revisões, fora do controle da administração de qualquer empresa do setor elétrico.

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Em 22 de abril de 2002, a ANEEL aprovou um reajuste nas tarifas de fornecimento da Emissora de 13,17% e, em 22 de abril de 2003 a ANEEL aprovou um reposicionamento nas tarifas de 31,29%. Em 2004, o reajuste médio nas tarifas da Emissora foi de 11,12%. Pela legislação atual, é garantida às distribuidoras a adequação de suas tarifas aos seus custos reais. Entretanto, a Emissora não pode garantir que essa adequação será feita imediata ou rapidamente e eventuais reduções de margens podem comprometer os resultados da Emissora, tendo em vista que as perdas econômicas serão recuperadas por força de legislação.

5.2.8 Regras de Desconcentração As regras de desconcentração, publicadas pela ANEEL, estabeleceram limites aos agentes de geração e distribuição: (i) limites aos agentes de geração: (a) 20% da capacidade instalada nacional; (b) 25% da

capacidade instalada no sistema interligado das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidade instalada no sistema interligado das regiões Norte/Nordeste;

(ii) limites aos agentes de distribuição: (a) 20% da capacidade instalada do mercado de distribuição nacional; (b) 25% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do sistema interligado das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do sistema interligado das regiões Norte/Nordeste; e

(iii) no âmbito do SIN, uma empresa concessionária ou permissionária de distribuição somente poderá adquirir energia elétrica de empresas a ela vinculadas ou destinar energia por ela mesma produzida para atendimento de seus consumidores cativos até o limite de 30% da energia comercializada com esses consumidores.

Atualmente, a Emissora possui uma participação de 2% na distribuição de energia no âmbito nacional e de 9% no âmbito do sistema interligado das regiões Norte/Nordeste. Desta forma, a capacidade de expansão da Emissora é limitada pelos percentuais acima mencionados, o que poderia afetar negativamente o crescimento da receita da Emissora.

5.2.9 Contratos de Concessão, Padrões de Qualidade dos Serviços e Fiscalização da ANEEL As empresas distribuidoras de energia elétrica devem observar padrões de qualidade mínimos na prestação de seus serviços de acordo com os respectivos contratos de concessão, bem como realizar melhorias constantes na forma de prestação dos referidos serviços. A natureza e extensão de tais melhorias estão previstas de forma geral nos contratos de concessão, sujeitando-se as empresas distribuidoras a penalidades e multas caso seu desempenho seja inferior ao nível ali estabelecido, a serem apuradas de acordo com a infração. Em 2001, foi iniciado o controle dos padrões de serviço de acordo com novos valores de indicadores estabelecidos pela ANEEL. Caso a Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, está sujeita a penalidades que vão desde advertência e pagamento de multa até ressarcimento direto ao consumidor. Além dos padrões de qualidade mínimos previstos nos contratos de concessão e de normas gerais aplicáveis ao serviço público de distribuição de energia elétrica, as empresas distribuidoras de energia deverão observar as metas de continuidade da distribuição previstas na Resolução ANEEL n.º 22, de 19 de janeiro de 2004. Vide "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica – 8.3 Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica". O eventual descumprimento da Emissora de suas obrigações do Contrato de Concessão e/ou de regulamentações da ANEEL poderá sujeitá-la à aplicação de diversas penalidades, as quais poderão afetar negativamente suas condições financeira e operacional.

5.2.10 Desestatização de Empresas do Setor Elétrico Com a promulgação da Lei n.º 10.848/04, algumas empresas estatais geradoras de energia elétrica foram excluídas do PND, incluindo a CHESF, que é a maior fornecedora de energia elétrica da Emissora. Caso a Lei n.º 10.848/04 venha a ser considerada inconstitucional, e o controle da CHESF venha a ser vendido para a iniciativa privada por meio do PND, não há garantias de que o novo controlador tenha capacidade financeira e operacional para fornecer à Emissora energia nas mesmas quantidades e condições ofertadas atualmente.

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5.2.11 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE A CCEE é pessoa jurídica de direito privado, sucessora do MAE, sem fins lucrativos, sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização pela ANEEL, cuja finalidade é viabilizar a comercialização de energia elétrica segundo o novo modelo. Com vistas a assegurar a modicidade tarifária, o repasse do custo de aquisição da energia elétrica pelas distribuidoras para o consumidor final será calculado com base no menor custo de aquisição de energia elétrica, acrescido de encargos e tributos, e nos preços e quantidades de energia resultantes de licitações. As licitações para contratação de energia elétrica serão reguladas e realizadas pela ANEEL, que irá promovê-las diretamente ou por intermédio da CCEE. Nenhuma contratação de energia ocorreu no âmbito da CCEE e do novo modelo do setor elétrico até a data deste Prospecto. Desta forma, não há como prever se as novas regras instituídas pelo Governo Federal surtirão os efeitos desejados, podendo gerar incertezas no setor elétrico e conseqüentemente ter um impacto negativo nas operações da Emissora.

5.3 Riscos Relativos à Emissora 5.3.1 Inadimplência

A Emissora carrega em seus livros uma herança de contas a receber em atraso bastante expressiva, principalmente relacionado ao setor público. Em 30 de junho de 2004, o setor público possuía dívidas em atraso com a Emissora no montante de R$14.600 mil, além de diversos processos na justiça (incluindo questões judiciais sobre o "tarifaço") que, somados às dívidas em atraso, totalizavam R$54.390 mil. Excluídas as dívidas vencidas do setor público, em 30 de junho de 2004, a Emissora tinha valores a receber no montante de R$128.440 mil, dos quais R$83.212 mil estavam vencidos há mais de 90 dias. Um aumento significativo da inadimplência afetará negativamente a lucratividade da Emissora.

5.3.2 Perda de Energia Em 30 de junho de 2004, a Emissora apresentava um índice de perdas de energia de 13,4%. As principais causas das perdas de energia são furto, cobrança de tarifa mínima para consumidores sem medidores, faturamento inadequado e perdas inerentes ao transporte de energia no sistema de transmissão e distribuição. As perdas com a comercialização de energia afetam negativamente o faturamento da Emissora, uma vez que a Emissora incorre em custos de compra de energia sem a devida contrapartida nas receitas. A manutenção do nível de perdas no patamar atual, bem como um possível aumento no índice de perdas afetará negativamente o resultado da Emissora.

5.3.3 Pendências Judiciais e Administrativas Em 30 de junho de 2004, a Emissora figurava em ações de natureza diversas. A totalidade dos valores discutidos em juízo é de R$160.396 mil. Não há garantia de que a Emissora venha a obter resultados favoráveis, ou que eventuais processos judiciais ou administrativos propostos contra a Emissora venham a ser julgados improcedentes. Vide "XV. Pendências Judiciais e Administrativas". Desde o ano de 2000, a Emissora vem efetuando operações de desdobramento de ações, seguidas de resgate. Vide "VII. Emissora – 7.4 Reestruturação Societária – 7.4.1 Incorporação da Distriluz e Desdobramento do Capital e Resgate de Ações". No entanto, a Emissora decidiu não examinar tal operação no ano de 2004 em razão dos questionamentos e manifestações contrárias da ANEEL.

Caso a ANEEL manifeste-se contrariamente à operação de desdobramento e resgate, a Emissora poderá vir a ser obrigada a desfazer integralmente a operação de desdobramento e resgate de ações, anulando todos os atos societários, estornando contabilmente todos os lançamento, adotando medidas efetivas de reembolso integral por parte dos acionistas dos valores e anulando todos os efeitos provocados pela operação de desdobramento e resgate de ações. Vide "XV. Pendências Judiciais e Administrativas – 15.4 Pendências Administrativas Perante a ANEEL".

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5.3.4 Custos Potenciais da Observância da Legislação Ambiental

As instalações da Emissora estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento, atinentes à proteção da saúde e do meio ambiente, sendo que a Emissora tem realizado e continuará a realizar os dispêndios necessários a fim de dar cumprimento a essas disposições. As penalidades que poderiam ser impostas à Emissora no âmbito ambiental podem ser tanto de cunho reparatório quanto indenizatório. Deste modo, não se pode mensurar qual seria o exato custo da Emissora no caso de autuação com motivação de dano ao meio ambiente. Vide "IX. Atividades e Mercado de Atuação – 9.20 Aspectos Sócio-Ambientais".

5.3.5 Obtenção de Novos Financiamentos e o Plano de Investimentos da Emissora

Para obter recursos para suas atividades, a Emissora vem lançando mão de uma política que visa adquirir financiamentos junto a instituições financeiras e instituições de fomento nacional e internacional. A capacidade de continuar obtendo tais financiamentos depende de diversos fatores, entre eles o nível de endividamento da Emissora e as condições do mercado. A incapacidade de obter os recursos necessários poderá postergar ou impedir a conclusão do programa de investimentos da Emissora e seus demais projetos, o que poderá causar um impacto negativo nas atividades da Emissora e nos seus resultados operacionais.

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

Alguns contratos celebrados pela Emissora para a captação de recursos contêm disposições que impedem ou restringem a capacidade da Emissora de contrair novos empréstimos. Tais impedimentos ou restrições podem afetar a capacidade da Emissora de captar novos recursos para financiamento de suas atividades e/ou refinanciamento de seu passivo.

5.3.7 Indenização Insuficiente na Hipótese de Extinção da Concessão e Bens Reversíveis

Em caso de descumprimento do Contrato de Concessão ou da legislação aplicável, a Emissora estará sujeita à caducidade da Concessão, representando a extinção da Concessão declarada por decreto do Poder Concedente e após instauração de processo administrativo e comprovação da inadimplência. A declaração da caducidade ocorre sem indenização prévia, havendo indenização apenas de parcelas dos investimentos vinculadas a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. Declarada a caducidade, o Poder Concedente não é responsável por quaisquer encargos, ônus, obrigações ou compromissos com terceiros ou com empregados do concessionário. Para maiores informações sobre o Contrato de Concessão, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – Contrato de Concessão".

5.4 Riscos Relativos às Debêntures Os investidores deverão verificar os fatores de risco relativos a cada emissão de Debêntures, conforme indicados no respectivo Suplemento.

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VI. SITUAÇÃO FINANCEIRA 6.1 Introdução

O primeiro semestre de 2004 foi marcado por uma tendência de acomodação na volatilidade dos mercados financeiros internacionais e domésticos, com acomodação dos preços – como o risco Brasil e a taxa de câmbio – em novos patamares. Consolidou-se a visão de que ficou para trás o período de juros internacionais excepcionalmente baixos, com o Federal Reserve iniciando em junho um provável longo e gradual processo de elevação da taxa básica de juros.

6.1.1 Câmbio Para o Brasil este novo cenário deverá implicar em uma taxa de câmbio ligeiramente mais desvalorizada, ao redor de R$3,20/US$ e R$3,35/US$ para 2004 e 2005, respectivamente, com inflação mais alta. A flexibilidade do regime de metas de inflação ainda deverá permitir alguma redução dos juros básicos para 14% e 12%, respectivamente em 2004 e 2005.

6.1.2 Nível de Atividade A economia manteve no primeiro semestre o ritmo de recuperação observado no final do ano passado (+1,75%, dessazonalizado). Indicadores já disponíveis sobre o segundo semestre sugerem ritmo mais fraco de expansão que nos meses anteriores. A Emissora manteve as previsões de crescimento de 3,7% para o PIB em 2004 e 3,8% para 2005.

6.1.3 Inflação Os últimos indicadores continuam a mostrar preços no atacado pressionados, com repasse para o consumidor ainda restrito a poucos itens. A maior probabilidade de alta nos preços de combustíveis, o cenário de taxa de câmbio um pouco mais pressionada e a elevação maior do que a originalmente estimada em alguns preços administrados levaram a Emissora a revisar a projeção do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo IBGE, este ano para 7% e para 2005 para 5%.

6.1.4 Contas Externas O contínuo crescimento das exportações permite esperar fortes superávits comerciais (US$ 27,5 bilhões em 2004 e US$26,7 bilhões em 2005), sustentando o superávit em conta corrente em um patamar próximo a 1% do PIB este ano e no próximo. Do lado do financiamento, contudo, o fluxo decepcionante de investimento direto e condições mais desfavoráveis no mercado internacional sugerem liquidez mais apertada no mercado de dólares, com o conseqüente recuo nas reservas internacionais líquidas para um patamar de US$21,7 bilhões ao final deste ano (US$21,2 bilhões em 2005).

6.1.5 Política Fiscal O superávit primário de junho (R$7,9 bilhões) praticamente garante a meta fiscal do segundo semestre. Contudo, preocupações quanto à dinâmica da dívida colocam novamente a política fiscal sob a observação atenta do mercado. A Emissora acredita que a manutenção da política fiscal atual é consistente com um recuo da dívida pública a 57,6% do PIB em 2004 e 56,3% do PIB em 2005, mesmo sob novas projeções para câmbio e juros.

6.1.6 Ambiente Econômico Brasileiro Sendo a Emissora uma companhia brasileira e tendo todos os seus negócios operacionais no Brasil, a Emissora pode ser afetada pelas condições econômicas e sociais do País. Os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da Emissora, conforme apresentados nas demonstrações financeiras incluídas neste Prospecto, podem ser afetados, entre outros, por fatores macro-econômicos, tais como taxa de crescimento do PIB, taxa de inflação no Brasil e taxa de câmbio do real em relação ao dólar dos Estados Unidos da América.

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Pode-se citar, como exemplo, a instabilidade dos cenários brasileiro e internacional em 2002, que influenciou o ambiente econômico na época. A ansiedade com o processo eleitoral e a estagnação da economia mundial resultaram na volatilidade dos mercados financeiros, elevando o risco Brasil e a taxa de câmbio. O reflexo na indexação dos preços e a preocupação com a disparada dos índices de inflação foi imediato. Entretanto, no final de 2002, com a definição do cenário político e uma transição administrativa realizada de forma democrática e transparente, os mercados se acalmaram e o ano se encerrou com expectativas positivas para o novo governo.

6.1.7 PIB A economia brasileira, após alguns anos de crescimento econômico seguido pela introdução do Plano Real em 1994, ao final de 1998, entrou em declínio, o que foi potencializado por uma significativa desvalorização da moeda que se iniciou em meados de janeiro de 1999. O PIB cresceu apenas 0,2% em 1998, apresentando uma ligeira recuperação em 1999, crescendo 0,8%. Porém, com a recuperação da economia em 1999, após a desvalorização de 18% da moeda local frente ao dólar dos Estados Unidos da América e o forte ajuste fiscal produzido pelo setor público, reforçou-se a confiança do consumidor, fazendo com que o PIB crescesse 4,4% no ano de 2000. Tal crescimento desacelerou-se em 2001, ano que registrou um acréscimo ao PIB de apenas 1,5%, principalmente em função do racionamento de energia e da diminuição da confiança do consumidor, seguido pela crise da Argentina e os atentados terroristas de 11 de setembro de 2001. Diversos fatores afetaram o desempenho da economia brasileira em 2002. A economia apresentou crescimento de 1,9%, porém este crescimento poderia ter sido mais forte caso não houvesse as incertezas a respeito do crescimento da economia norte-americana e a necessidade da retomada da credibilidade durante o período de sucessão presidencial. Já em 2003, após a percepção de que o novo governo conservaria a austeridade da política fiscal e conduziria a política monetária de forma gradual, os indicadores macroeconômicos apresentaram, de um modo geral, um bom desempenho. O ponto negativo foi o crescimento econômico, tendo o PIB a preços de mercado acumulado apresentado uma variação negativa de 0,2% em 2003 em relação ao ano anterior, como resultado da manutenção no mesmo patamar de 2002 do valor adicionado a preços básicos e da queda de 1,7% nos Impostos sobre Produtos Industrializados. Houve uma desaceleração da taxa de crescimento do PIB a partir do segundo trimestre de 2003, quando este caiu de 2,5% para 1,9%, atingindo 0,2% no final de 2003. A inflação acumulada, em dezembro de 2003, revelou-se superior às expectativas para o período. A eventual volta de um processo inflacionário no País poderia afetar adversamente o resultado das atividades da Emissora.

6.1.8 Inflação e Desvalorização Os índices de inflação medidos pelo IGPM e pelo IPC e a desvalorização do real frente ao dólar dos Estados Unidos da América são apresentados abaixo: 30.6.04 2003 2002 2001 2000 1999 Inflação/(Deflação) – IGPM 6,78% 8,71% 25,31% 10,38% 9,95% 20,10% Inflação/(Deflação) – IPC 3,67% 8,93% 12,53% 7,67% 5,97% 8,94% Perda do Poder de Compra do Real frente ao dólar (PTAX Venda)

6,96% 19,32% 52,27% 18,67% 9,30% 48,01%

6.2 Análise e Discussão da Administração a Respeito das Demonstrações Financeiras As demonstrações financeiras da Emissora constantes deste Prospecto foram auditadas por Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes, que emitiu parecer sobre as mesmas, também constante deste Prospecto. Vide Anexos F e G. As demonstrações financeiras da Emissora foram preparadas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil, conforme determinado pela Lei n.º 6.404/76, pelas normas e regulamentos expedidos pela CVM e pelos boletins técnicos preparados pelo Instituto Brasileiro de Contadores. Como facultado pela Instrução CVM n.º 248, de 29 de março de 1996, e pelo Parecer de Orientação n.º 29, de 11 de abril de 1996, a Emissora não preparou demonstrações financeiras em moeda de poder aquisitivo constante. A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras da Emissora e as notas lá contidas, que se encontram anexas a este Prospecto.

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As demonstrações financeiras referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2001, 2002 e 2003 e aos semestres encerrados em 30 de junho de 2003 e 30 de junho de 2004 incluem apenas as demonstrações financeiras da Emissora, já que esta não possui controladas e por conseqüência não consolida suas demonstrações financeiras.

6.2.1 Comparações entre os Exercícios Sociais Encerrados em 31 de Dezembro (2001, 2002 e 2003)

R$ mil 31.12.01 31.12.02 % 31.12.03 % Receitas de Vendas e/ou Serviços 1.157.573 1.234.085 6,61 1.433.166 16,13

Deduções da Receita Bruta (258.051) (318.144) 23,29 (403.510) 26,83 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 899.522 915.941 1,83 1.029.656 12,42 Despesas/Receitas Operacionais (815.247) (851.910) 4,50 (966.767) 13,48

Gerais e Administrativas (716.100) (745.611) 4,12 (868.413) 16,47 Financeiras (99.147) (106.299) 7,21 (98.354) (7,47)

Receitas Financeiras 27.688 86.879 213,78 115.534 32,98 Despesas Financeiras (126.835) (193.178) 52,31 (213.888) 10,72

Outras Receitas Operacionais – – – – – Outras Despesas Operacionais – – – – – Resultado da Equivalência Patrimonial – – – – –

Resultado Operacional 84.275 64.031 (24,02) 62.889 (1,78) Resultado Não Operacional (8.896) (8.726) (1,91) 4 –

Receitas 2.107 1.836 (12,86) 5.271 187,09 Despesas (11.003) (10.562) (4,01) (5.267) (50,13)

Resultado Antes Tributação/Participações

75.379 55.305 (26,63) 62.893 13,72

Provisão para IR e CSLL (24.499) (501) (97,96) (32.682) 6.423,35 IR Diferido 220 (21.214) – 12.827 – Resultado Antes das Participações e Reversão dos Juros S/ Capital Próprio

51.100

33.590

(34,27)

43.038

28,13

Participação nos Lucros (2.864) (3.948) 37,85 (4.598) 16,46 Resultado Antes da Reversão dos Juros S/ Capital Próprio

48.236

29.642

(38,55)

38.440

(29,68)

Reversão dos Juros S/ Capital Próprio 67.345 53.700 (20,26) 53.000 (1,30) Lucro/Prejuízo do Exercício 115.581 83.342 (27,89) 91.440 9,72 Número Ações, Ex-Tesouraria (Milhão) 155.710,6 155.710,6 – 155.710,6 – Lucro por Ação 0,00074 0,00054 (27,03) 0,00059 8,75

Receita Líquida de Vendas A Receita Líquida de Vendas aumentou 1,83% no ano de 2002 em comparação com o ano de 2001, passando de R$899.522 mil em 2001 para R$915.941 mil em 2002, devido, principalmente, ao reajuste tarifário de 14,27%, a partir de 22 de abril de 2002, deduzido do efeito do aumento dos tributos incidentes sobre a mesma. A Receita Líquida de Vendas aumentou 12,42% no ano de 2003 em comparação com o ano de 2002, passando de R$915.941 mil em 2002 para R$1.029.656 mil em 2003, em decorrência do reajuste tarifário de 31,29% ocorrido em 22 de abril de 2003. Além disso, houve um aumento de aproximadamente 7% no consumo de energia elétrica. Durante o exercício de 2003, a Emissora reconheceu o efeito do reposicionamento tarifário concedido pela ANEEL referente à previsão para aquisição de energia elétrica junto à CGTF. O montante de R$58 milhões foi transferido para conta de Resultados de Exercícios Futuros, pois o valor faturado ao consumidor de abril a novembro de 2003 não poderia compor a receita operacional do exercício se o custo correspondente só foi registrado a partir de dezembro de 2003, quando a CGTF entrou em operação. Os efeitos acima expostos foram afetados pelo aumento dos tributos incidentes sobre a receita. Despesas/Receitas Operacionais As Despesas Operacionais Gerais e Administrativas aumentaram 4,12% no ano de 2002 em comparação com o ano de 2001, passando de R$716.100 mil em 2001 para R$745.611 mil em 2002, devido, principalmente, (i) à redução da energia livre, que em 2001 foi de R$60.877 mil e em 2002 foi de R$2.310 mil, representando uma redução de 96,21%; (ii) ao aumento das provisões para contingências de 935,84%; e (iii) ao aumento da CCC de 81,91% com base em despacho da ANEEL.

33

As Despesas Operacionais Gerais e Administrativas aumentaram 16,47% no ano de 2003 em comparação com o ano de 2002, passando de R$745.611 mil em 2002 para R$868.413 mil em 2003, devido, principalmente, (i) ao aumento de 13,14% verificado na despesa com pessoal próprio, em virtude de reajuste salarial ocorrido em função de acordo coletivo; (ii) ao acréscimo de 22,42% na despesa com pessoal contratado; e (iii) à redução de 87,32% na provisão para créditos de liquidação duvidosa.

As Despesas Operacionais Financeiras (líquidas) aumentaram 7,21% no ano de 2002 em comparação com o ano de 2001, passando de R$99.147 mil em 2001 para R$106.299 mil em 2002, devido, principalmente, ao aumento das despesas com encargos de dívidas, variações monetárias e deságio de notas promissórias comerciais, oriundos da obtenção de novos financiamentos contraídos pela Emissora.

As Despesas Operacionais Financeiras (líquidas) diminuíram 7,47% no ano de 2003 em comparação com o ano de 2002, passando de R$106.299 mil em 2002 para R$98.354 mil em 2003, devido, principalmente, ao aumento de 410,4% nos rendimentos de aplicação financeira. Este efeito foi reduzido por um aumento de 36,59% nas despesas relacionadas com empréstimos e financiamentos.

Provisão para IR e CSLL

Em 2002, a Emissora registrou uma Provisão para IR e CSLL de R$21.715 mil, comparada com R$24.279 mil em 2001. Em 2003, a Emissora registrou uma Provisão para IR e CSLL de R$19.855 mil.

Lucro ou Prejuízo do Exercício

O lucro do exercício de 2002 foi de R$83.342 mil (R$0,54 por lote de mil ações). No exercício de 2001, a Emissora teve um lucro de R$115.581 mil (R$0,74 por lote de mil ações). O lucro do exercício de 2003 foi de R$91.440 mil (R$0,59 por lote de mil ações).

6.2.2 Comparações entre os Semestres Encerrados em 30 de Junho (2003 e 2004)

R$ mil 30.6.03 30.6.04 % Receitas de Vendas e/ou Serviços 655.627 898.780 37,08

Deduções da Receita Bruta (178.128) (247.567) 38,98 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 477.499 651.213 36,38 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (311.656) (511.315) 64,06 Resultado Bruto 165.843 139.898 18,55 Despesas/Receitas Operacionais (125.560) (107.196) (14,63) Com Vendas (6.063) (7.377) 21,67

Gerais e Administrativas (57.693) (80.627) 39,75 Financeiras (61.804) (19.192) (68,94)

Receitas Financeiras 59.576 48.126 (19,21) Despesas Financeiras (121.380) (67.318) (44,53)

Outras Receitas Operacionais – – – Outras Despesas Operacionais – – – Resultado da Equivalência Patrimonial – – –

Resultado Operacional 40.283 32.702 (18,81) Resultado Não Operacional 249 (371) –

Receitas 3.727 834 (77,62) Despesas (3.478) (1.205) (65,35)

Resultado Antes Tributação/Participações 40.532 32.331 (20,23) Provisão para IR e CSLL – (150) ]– IR Diferido (10.046) (9.868) (1,77) Resultado Antes das Participações e Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio

30.486 22.313 (26,81)

Participação nos Lucros (2.238) (2.318) 3,57 Resultado Antes da Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio

28.248 19.995 (29,22)

Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio 35.000 – – Lucro/Prejuízo do Período 63.248 19.995 (68,38) Número de Ações, Ex-Tesouraria (Milhão) 155.710,6 155.710,6 – Lucro por Ação 0,41 0,13 (68,29)

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Receita Líquida de Vendas

A Receita Líquida de Vendas cresceu 36,38% no primeiro semestre de 2004 em comparação com o primeiro semestre de 2003, passando de R$477.499 mil em 2003 para R$651.213 mil em 2004, devido, principalmente, ao reajuste tarifário concedido em abril de 2003 (31,29%), ao reajuste de 11,12% concedido em abril de 2004, ao aumento no volume de energia vendida em 128.666 MWh e pela amortização da receita recebida antecipadamente, referente ao aumento dos custos com aquisição de energia elétrica junto à CGTF.

Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos

O Custo dos Bens e/ou Serviços Vendidos cresceu 64,06% no primeiro semestre em comparação com o primeiro semestre de 2003, passando de R$311.656 mil em 2003 para R$511.315 mil em 2004, devido, principalmente, ao reajuste nas tarifas de compra de energia da CHESF de 29,79% ocorrido em abril de 2003; reajuste nas tarifas de compra de energia da CHESF de 5,78% em abril de 2004; e no primeiro semestre de 2004, 37,93% do total da energia comprada junto à CGTF, cuja tarifa, por se tratar de geração termelétrica, é significativamente maior se comparada com a CHESF.

Despesas/Receitas Operacionais

As Despesas Operacionais Gerais e Administrativas diminuíram 14,63% no primeiro semestre de 2004 em comparação com o primeiro semestre de 2003, passando de R$125.560 mil em 2003 para R$107.196 mil em 2004, devido, principalmente, à melhoria no resultado financeiro, que passou de despesas líquidas no montante de R$61.804 mil, no primeiro semestre de 2003, para R$19.192 mil, no primeiro semestre de 2004.

Provisão para IR e CSLL

No primeiro semestre de 2004, a Emissora registrou uma Provisão para IR e CSLL de R$10.018 mil, comparada com R$10.046 mil no primeiro semestre de 2003.

Lucro ou Prejuízo do Exercício

O lucro do primeiro semestre de 2004 foi de R$19.995 (R$0,13 por lote de mil ações). No primeiro semestre de 2003, a Emissora teve um lucro de R$63.248 mil (R$0,41 por lote de mil ações).

6.3 Balanço Patrimonial

Ativo R$ mil 31.12.01 31.12.02 31.12.03 30.6.04 Circulante 341.948 540.686 581.292 580.798

Disponibilidades 23.982 65.121 130.449 135.709 Consumidores e Revendedores 251.597 308.993 303.764 314.172 Estoques 3.349 2.234 1.089 742 IR e CSLL Diferidos – – 36.163 28.350 Outros 63.020 164.338 109.827 101.825

Realizável a Longo Prazo 291.915 387.712 374.000 357.229 Consumidores e Revendedores 194.341 278.638 256.246 247.270 Outros 97.574 109.074 117.754 109.959

Permanente 1.483.086 1.507.581 1.492.715 1.493.325 Investimentos 551 539 717 506 Imobilizado 1.470.120 1.505.798 1.490.946 1.492.141 Diferido 12.415 1.244 1.052 678

Total 2.116.949 2.435.979 2.448.007 2.431.352

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Passivo R$ mil 31.12.01 31.12.02 31.12.03 30.6.04 Circulante 641.782 531.942 531.292 545.354

Empréstimos e Financiamentos 352.725 235.533 247.773 259.548 Fornecedores 93.573 64.023 96.358 96.822 Impostos, Taxas e Contribuições 41.771 44.286 61.412 61.905 Provisões 24.769 8.625 19.565 22.095 Dívidas com Pessoas Ligadas – 3.237 26.464 54.215 Outros 128.944 176.238 79.720 50.769

Exigível a Longo Prazo 271.475 733.372 721.544 718.528 Empréstimos e Financiamentos 85.837 485.710 441.322 427.756 Dívidas com Pessoas Ligadas – – – – Outros 185.638 247.662 280.222 290.772

Resultados de Exercícios Futuros – – 57.746 2.988 Patrimônio Líquido 1.203.692 1.170.665 1.137.425 1.164.482 Capital Social Integralizado 433.057 433.057 433.057 433.057 Reserva de Lucros 13.910 18..077 22.649 22.649 Reservas de Capital 756.725 719.531 681.719 688.781 Lucros Acumulados – – – – Lucros Líquido – – – 19.995 Total 2.116.949 2.435.979 2.448.007 2.431.352

6.4 Análise da Capacidade de Pagamento em Face dos Compromissos Financeiros

6.4.1 Evolução da Dívida Financeira

Os financiamentos auditados da Emissora apresentam a seguinte posição: Financiamentos 2003 2002 2001

R$ mil Principal Principal Principal Moeda Estrangeira

Encargos

Circulante

Longo Prazo

Encargos

Circulante

Longo Prazo

Encargos

Circulante

Longo Prazo

Banco do Brasil 185 1.380 16.766 250 502 22.358 165 342 15.102 Citibank – – – – – – 1.648 19.723 – BankBoston – – – 1.113 19.517 – 2.233 10.727 – Bank of America – – – – – – 3.010 59.054 – Banco BBV – – – 2.439 70.666 – 1.065 39.154 – Bradesco 1.165 43.338 – – – – 6.088 34.956 – HSBC 394 47.919 – 2.381 71.207 – – – – BEI 4.362 – 144.461 4.849 – 176.665 – – – ABN AMRO 12 – 40.450 30 – 49.466 – – – Santander 243 54.303 – 6.446 42.400 – – – – Itaú BBA 211 9.221 – – – – – – – Subtotal 6.572 156.161 201.677 17.508 204.292 248.489 16.406 173.816 15.012 Moeda Nacional Eletrobrás – 7.364 48.272 59 14.347 67.900 152 5.970 25.643 Banco do Brasil Lei n.° 8.727/93 387 4.484 41.479 376 3.965 40.642 – 3.152 34.461

Banco do Brasil 541 25.000 – – – – – – – BNDES 33 2.392 4.784 40 2.273 6.819 50 2.192 8.767 BEC 11 – 842 10 – 716 6 17 572 BNB 3 217 397 3 206 584 6 631 761 Unibanco 1 271 135 2 257 386 3 248 621 SRF (COFINS) – – – – – – – 76 – Nota Promissória – – – – – – – 150.000 – BNDES 1.505 28.897 139.842 1.627 27.090 155.131 – – – Subtotal 2.481 68.625 235.751 2.117 45.138 272.178 217 162.286 70.825 Total Bruto 9.053 224.786 437.428 19.625 252.430 520.667 – (1) – (1) – (1) Swap – 13.934 3.894 (4.371) (32.151) (34.957) – (1) – (1) – (1) Total 9.053 238.720 441.322 15.254 220.279 485.710 16.623 336.102 85.837 __________ (1) O total de swap em dezembro de 2001 foi de R$14.690 mil, mas naquela época era contabilizado como Rendas a Receber

(ativo), sendo, posteriormente reclassificado para o passivo.

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Com relação a 30 de junho de 2004, os financiamentos auditados apresentam a seguinte posição:

Financiamentos 30.6.04 R$ mil Principal

Moeda Estrangeira Encargos Circulante Longo Prazo Banco do Brasil 190 1.010 17.820 BEI 333 0 155.915 Banco ABN AMRO 13 43.656 0 Santander 1.029 58.610 0 Itaú BBA 511 9.952 0 Votorantim 290 93.549 0 Subtotal 2.366 206.777 173.735

Moeda Nacional Eletrobrás 0 7.374 44.582 Banco do Brasil (Lei n.° 8.727/93) 401 4.879 42.691 BNDES96 28 2.437 3.654 BEC 12 0 884 BNB 2 222 296 Unibanco – Repasse BNDES 213 2.191 43.827 Unibanco – Finame 1 276 0 BNDES -RTE 1.182 29.926 131.027 Subtotal 1.839 47.305 266.961 Total Bruto 4.205 254.082 440.696 Swap 0 5.466 (12.940) Total 4.205 259.548 427.756

Do total de empréstimos e financiamentos, R$332.821 mil estão garantidos por vínculos com a receita de energia elétrica (arrecadação).

A Emissora contratou, em 2002 e 2004, operações de empréstimo junto ao BEI, ao ABN AMRO, ao Banco Votorantim e ao BNDES. Durante a vigência dos contratos, a Emissora comprometeu-se a cumprir as seguintes obrigações, as quais foram adequadamente atendidas em 30 de junho de 2004:

Obrigações Financeiras Especiais Instituição Índice Dívida (com Swap) / Ativo Total ABN Máximo de 0,6 Dívida (com Swap e Fornecedores) / Ativo Total BEI Máximo de 0,7 EBITDA (1) / Encargos da Dívida (em 12 meses) BEI/ABN Mínimo de 3,0 EBITDA/Serviço da Dívida (em 12 meses) Votorantim Mínimo de 1,2 EBITDA / Despesa Financeira Líquida (em 12 meses) BNDES e

Votorantim Mínimo de 3,5 e 2,5,

respectivamente Dívida Bancária Líquida / EBITDA BNDES e

Votorantim Máximo de 2,5 e 3,0,

respectivamente Dívida Bancária Líquida / Patrimônio Líquido BNDES e

Votorantim Máximo de 0,6 e 0,7,

respectivamente Patrimônio Líquido/Ativo Total BNDES Mínimo de 0,4 __________

(1) Resultado antes da subtração de juros, impostos, depreciação e amortização.

A Emissora antecipou para 30 de junho de 2004 as seguintes liquidações: Empréstimo Externo (Resolução n.º 2.770 do Conselho Monetário Nacional) com o Bradesco, no valor de R$10.269 mil, cujo vencimento estava previsto para 29 de setembro de 2004, e com o HSBC (Resolução n.º 2.770 do Conselho Monetário Nacional), no valor de R$53.674 mil, cujo vencimento estava previsto para 28 de outubro de 2004.

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Em 27 de outubro de 2003 e 5 de novembro de 2003, a Emissora realizou operações de repasse de recursos externos (Resolução n.º 2.770 do Conselho Monetário Nacional) com o Santander, com vencimento em 14 de outubro de 2004 e proteção contra variação cambial, conforme demonstrativo abaixo:

Instituição Financeira

Valor (US$ mil)

Valor (R$ mil)

Saldo (R$ mil) 30.6.04 (1)

Swap (R$ mil) 30.6.04

Santander 15.392 43.923 48.841 283 Santander 3.403 9.735 10.797 43 __________ (1) Os valores do saldo em 30 de junho de 2004 estão acrescidos dos encargos de dívida.

A Emissora tem reconhecido as obrigações junto à Faelce, as quais encontram-se classificadas como benefício pós-emprego.

6.4.2 Perfil da Dívida de Longo Prazo

A Emissora possui empréstimos e financiamentos de longo prazo, com os vencimentos descritos a seguir:

Vencimento das Parcelas de Longo Prazo (R$ mil)

31.12.01

31.12.02

31.12.03

30.6.04

2003 10.405 – – – 2004 9.154 77.677 – – 2005 9.127 120.919 85.298 30.861 2006 9.653 50.192 41.710 59.359 2007 6.798 41.744 64.846 84.788 Após 2007 até 2024 40.700 230.135 245.574 265.688 Total 85.837 520.667 437.428 440.696

Uma vez que não aufere receitas em moeda estrangeira, a Emissora adota políticas conservadoras de proteção contra variações cambiais, em seus empréstimos e financiamentos, efetuando contratos de swap por meio dos quais troca os encargos indexados à variação cambial por taxas pós-fixadas que variam de 87% a 116% da Taxa DI. Apenas o contrato com o Banco do Brasil (DMLP) não está protegido por operação de swap pois seu vencimento se dará somente em 2024 e não há opção econômica de efetuar a proteção no mercado para esse prazo.

6.4.3 Investimentos Planejados

A Emissora planeja investir R$136.705 mil durante o ano de 2004. Deste total projetado já foram aplicados, até 30 de junho de 2004, o montante de R$69,415 mil. A consecução desses investimentos contará com a captação de recursos do BNDES, por meio de repasse com sindicatos de bancos no valor de R$75.364 mil e de recursos próprios da Emissora no valor de R$80.233 mil.

6.4.4 Perspectivas em Relação aos Novos Investimentos

Os novos investimentos irão proporcionar a ampliação da oferta e melhoria na qualidade dos serviços de fornecimento de energia elétrica para o Estado do Ceará, por meio da construção, modernização e reforma do sistema elétrico da Emissora. Os projetos serão executados em todo o sistema de distribuição de energia elétrica do Estado do Ceará, com ênfase nas regiões de Jaguaribe, Sertão Central, Norte, Cariri e Metropolitana de Fortaleza, em função destas apresentarem maior dinamicidade de consumo, demandando, conseqüentemente, um maior esforço em ampliação da capacidade instalada de transmissão e distribuição, de modo a manter o padrão de qualidade do serviço dentro dos limites estabelecidos pelo órgão regulador, em termos de continuidade e nível de tensão (DEC e FEC).

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VII. EMISSORA

7.1 Histórico

A Emissora é resultado da unificação das quatro empresas distribuidoras de energia elétrica existentes no Estado do Ceará (Cenorte, Celca, Cerne e Conefor), tendo sido criada pela Lei Estadual n.º 9.477/71, por escritura pública lavrada em 30 de agosto de 1971, arquivada na Junta Comercial do Estado do Ceará e publicada no Diário Oficial do Estado do Ceará em 2 de setembro de 1971, autorizada para prestação do serviço público de energia pelo Decreto n.º 69.469/71, tendo como principais acionistas as Prefeituras Municipais do Estado do Ceará, a Eletrobrás e o Governo Estadual.

A Emissora tornou-se uma companhia de capital aberto em outubro de 1995 e a partir dessa data, suas ações passaram a ser negociadas nas principais bolsas de valores brasileiras.

Em 2 de abril de 1998, a Emissora foi privatizada por meio de leilão público, realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, passando a ser administrada pelo consórcio Distriluz, formado pela, Enersis, Chilectra e CERJ. O preço de aquisição foi equivalente a US$868.000 mil.

Após a privatização, o Contrato de Concessão foi assinado em maio de 1998, outorgando à Emissora 30 anos de direitos exclusivos sobre a distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará.

A Emissora é responsável pela distribuição de energia elétrica do Estado do Ceará, abrangendo um território de 146.817km2 e 184 municípios, e suas atividades são fiscalizadas e regulamentadas pela ANEEL.

Atualmente, a Emissora atende pela denominação social de Companhia Energética do Ceará – Coelce e encontra-se localizada na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917, registrada na CVM sob o n.º 14.869.

O objeto social da Emissora prevê as seguintes atividades e negócios:

(i) produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos que lhes venham ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadas aos serviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(ii) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação, transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma de concessão, autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado do Ceará, e outras áreas definidas pelo poder concedente;

(iii) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, em especial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(iv) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico e social em regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estatais ou privados, podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privada que revele empenho em implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento; e

(v) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social de outras companhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energia elétrica, incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

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7.2 Eventos Relevantes no Desenvolvimento das Atividades da Emissora

No dia 27 de setembro de 1999, a Emissora concluiu um processo de reestruturação societária por meio do qual incorporou sua controladora Distriluz. A Investluz, atual controladora da Emissora, possui 91,67% do capital votante e 56,6% do capital total da Emissora.

7.3 Principais Investimentos

A Emissora não possui subsidiárias ou investimentos relevantes em outras sociedades e nos dois últimos exercícios sociais não efetuou qualquer investimento ou desinvestimento de capital, nem adquiriu participações em outras sociedades.

O investimento da Emissora no ano de 2002 em projetos de investimento foi de R$183.996 mil. Mantendo o propósito de melhorar cada vez mais a qualidade do serviço e a confiabilidade do sistema, foram postas em operação mais oito subestações além da construção e ampliação de linhas de transmissão. Buscando o aprimoramento tecnológico, foi implementado o SIE2000-A (Sistema Administrativo/Financeiro sobre a plataforma SAP R/3) e foi dada continuidade a projetos como Sistemas Técnicos, além da modernização e automação de subestações. Em 2003, o investimento ficou em R$147.815 mil e em 2004 a Emissora planeja investir R$136.705 mil, principalmente no combate as perdas, ampliação da quantidade de clientes e expansão do sistema, com o propósito de melhorar a qualidade e confiabilidade dos Serviços.

Além disso, foram desenvolvidos projetos institucionais como o projeto Luz no Campo, programa de eletrificação rural financiado pela Eletrobrás, que visa atender ao homem do campo. No âmbito desse programa, no ano de 2002 foram executadas 558 obras atendendo 34.171 clientes, com um investimento de R$56.033 mil. No ano de 2003, foram executadas 18 obras, atendendo 2.578 clientes, com um investimento de R$5.154 mil.

Em 2004, merecem destaque dois projetos, tendo como principal parceiro o Governo Federal. O primeiro é regulamentado pela ANEEL e busca a universalização do serviço de distribuição de energia elétrica, devendo, este ano, atingir 117.497 clientes. Destes, 89.038 são clientes sem extensão de rede, enquanto 28.459 possuem extensão de rede primária ou secundária.

O segundo programa, intitulado Luz Para Todos visa atingir clientes que precisam ter extensão de rede e tem por meta atender 18.000 clientes ainda este ano. Os volumes de recursos envolvidos nos dois programas chegam a R$114.006 mil, sendo R$62.526 mil com a universalização e R$51.480 mil com o Luz Para Todos. Este último será financiado pelos governos Federal e Estadual e pela Eletrobrás. A participação financeira da Emissora corresponde a 25% do programa, dos quais 10% são a título de empréstimo, concedido pela Eletrobrás (Fundo RGR) e 15% são custeados pela Emissora.

7.3.1 Investimentos no Controle de Perdas de Energia

Para reduzir as perdas de energia elétrica, a Emissora implementou o Projeto Normalização e o Projeto PIMT.

O Projeto Normalização tem por objetivo fiscalizar clientes do Grupo B e sanar as irregularidades verificadas, principalmente aquelas relacionadas com furto de energia. As eventuais irregularidades são sanadas por meio dos chamados "Termos de Ocorrência", procedimento utilizado caso fique comprovado o furto de energia pelo cliente, ou "Ordens de Trabalho", quando não há o furto, mas apenas problemas com o medidor.

Pelo Projeto Normalização, em 2002, foram efetuadas 215.954 inspeções, resultando em 31.507 normalizações e no faturamento de 11.674MWh, correspondentes a R$3.129 mil. O ganho de energia das Ordens de Trabalho executadas em 2002, juntamente com as Ordens de Trabalho de 2001, que ainda aportaram ganho em 2002, totalizou 28.979MWh. Adicionalmente, foram conectadas 11.116 unidades de consumo pelo Projeto PIMT, registrando um ganho de energia de 8.267MWh. Durante o ano de 2003, foram efetuadas 405.391 inspeções, resultando em 58.651 normalizações e no faturamento de 14.896MWh, correspondente a R$5.256 mil. O ganho de energia das Ordens de

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Trabalho executadas em 2003, juntamente com as Ordens de Trabalho de 2002 que ainda aportaram ganho em 2003, totalizaram 26.060MWh.

No primeiro semestre de 2004, já foram realizadas 242.547 inspeções, resultando em 38.845 normalizações e no faturamento de 12.097MWh, correspondentes a R$4.516 mil. Para todo o ano de 2004, a Emissora espera realizar 430 mil inspeções, estimando atingir aproximadamente 65 mil normalizações.

O Projeto PIMT (Programa Institucional de Medidas Técnicas) tem por objetivo regularizar áreas carentes localizadas próximas à rede de distribuição que não contam com o fornecimento regular de energia elétrica e/ou regularizar áreas com concentração de usuários e clientes furtadores de energia.

Em 2003, foram conectadas 18.001 unidades de consumo pelo Projeto PIMT, registrando um ganho de energia de 3.422 MWh. No primeiro semestre de 2004, foram conectados 1.717 clientes. Devido à mudança de foco do Projeto PIMT foram encerradas em junho 2004 as conexões de clientes e iniciou-se o processo de instalação de caixas de derivação afastadas do poste. A Emissora espera instalar 8.418 caixas afastadas, estimando atingir cerca de 35.000 clientes.

7.3.2 Investimentos em Expansão do Sistema Elétrico

Em 2002, a Emissora construiu 30 alimentadores, 445km de redes de 69KV, 5.300km de redes de média tensão, instalou 8.088 novos transformadores de distribuição, aumentou a potência de 59,08MVA nos transformadores de força e 112MVA nos transformadores de distribuição, fez o recondutoramento de 273km de alimentadores, instalou 6.791 caixas de proteção secundária, substituiu 103.860 ramais de ligação e substituiu 67.029 conectores parafusos por conector tipo cunha. Foram realizadas, também, 70.333 inspeções expeditas e 27.221 inspeções minuciosas em linhas de distribuição de média tensão. Em 2002, também foram concluídas as subestações de Beberibe, Antonina, Várzea Alegre, Apuiarés, Mauriti, Inhuporanga, Coreau, Amontada e iniciada a construção da subestação de Viçosa do Ceará.

Em 2003, foram construídos mais 2.212km de linhas de rede aéreas para a media tensão, e mais 750km para baixa tensão, de forma que a Emissora fechou o ano de 2003 com 53.256km de rede em média tensão e 25.812km na baixa tensão. Foram instalados mais 3.399 novos transformadores de distribuição, elevando a potência em 145MVA. Foi também finalizada a construção da subestação de Viçosa, que entrou em operação no mesmo ano; com isso a Emissora chegou a um total de 88 subestações em todo o Estado do Ceará, elevando a potência das mesmas em 52,9MVA. Adicionalmente, foi feito o recondutoramento em mais 226km de alimentadores, a instalação de 1.904 pára-raios e 2.221 caixas de proteção secundárias, substituição de 38.520 conectores parafusos por conector tipo cunha, e 2.719 chaves fusíveis. Para 2004, espera-se construir mais 9.630km de rede de média tensão e mais 3.326km de rede de baixa tensão, instalar mais 3.394 transformadores de distribuição aumentando a potência dos mesmos em 377MVA e com isso atingir uma capacidade de 2.355MVA. Adicionalmente, terão seqüência os trabalhos que vêm sendo realizados em recondutoramento dos alimentadores, instalação de caixas de proteção, substituição de conectores por tipo cunha e chave fusível, entre outras.

7.4 Reestruturação Societária

7.4.1 Incorporação da Distriluz e Desdobramento do Capital e Resgate de Ações

No ano de 1998, a Distriluz adquiriu com ágio (R$776.000 mil) o controle societário da Emissora, em leilão de privatização. Em termos tributários, esse ágio pode ser amortizado ao longo do tempo, reduzindo o lucro sujeito a tributação e, conseqüentemente, os valores de tributos a pagar.

Em assembléia geral extraordinária realizada em 27 de setembro de 1999, os acionistas da Emissora e da Distriluz aprovaram a incorporação da Distriluz pela Emissora, com a conseqüente extinção da incorporada.

Em virtude da incorporação, a participação acionária da Distriluz na Emissora foi extinta e o patrimônio líquido da Distriluz, no valor de R$1.015.539.511,54, foi vertido para a Emissora. Deste

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montante, um total de 79.496.940.377 ações ordinárias, representando a parcela de R$221.075.967,41, correspondente ao valor da participação da Distriluz no capital da Emissora, foram atribuídas proporcionalmente aos acionistas da Distriluz. O valor restante de R$775.961.235,70 foi destinado a uma conta de reserva de ágio, constituída para evitar a diluição das participações dos acionistas no capital da Emissora.

Em todas as etapas da operação, a participação societária da Endesa España, CERJ e Enersis/Chilectra permaneceram inalteradas e em conseqüência da efetivação da incorporação, a Investluz passou a ser a nova controladora da Emissora.

Todas as obrigações que Distriluz tinha antes da operação foram transferidas para a Investluz, como condição prévia para que a operação pudesse ser aprovada pela CVM e pela ANEEL, levando em conta a preservação do equilíbrio econômico e financeiro do Contrato de Concessão e a qualidade e a continuidade da prestação do serviço público de energia elétrica.

Após a incorporação, o ágio foi contabilizado na Emissora, da seguinte forma: o débito foi contabilizado em conta de Ativo Permanente – Ágio e o crédito em conta de Patrimônio Líquido –Reserva de Capital/Ágio.

A Emissora e a Investluz não podem considerar em nenhuma hipótese os reflexos da incorporação para efeito de avaliação do equilíbrio econômico e financeiro da Concessão, inclusive quanto aos custos e investimentos a serem remunerados, já que os mesmos não são considerados para fins de reajustes ou revisão tarifária.

O ágio será amortizado de acordo com curva programada pela ANEEL, baseada na rentabilidade futura, limitada ao prazo da Concessão, ou seja, em um prazo de 29 anos. Esta curva poderá ser revisada anualmente a critério da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira em função dos resultados realizados, comparativamente aos dados projetados e apresentados nos estudos elaborados pela Emissora.

Ainda assim, este processo de amortização do ágio proporciona uma redução no lucro tributável da Emissora e, conseqüentemente, nos proventos pagos aos acionistas. Como forma de compensação por esta redução no montante a ser distribuído, foi instituído o mecanismo conhecido como "desdobramento e resgate simultâneo de ações", que aumenta o número de ações na mesma proporção do valor do ágio amortizado no período, e posteriormente efetua o resgate destas a valor patrimonial, utilizando como base a reserva de capital criada quando da incorporação. Por meio da sistemática descrita acima, é garantida aos acionistas a devolução dos rendimentos diminuídos pela redução do lucro distribuível, quando da amortização do ágio, bem como a devolução do montante equivalente ao benefício fiscal oriundo desta amortização. A CVM, consultada à época da incorporação e com o intuito de resguardar os interesses dos acionistas minoritários, determinou que fosse implementado um mecanismo de compensação em decorrência da redução no montante a ser distribuído, ratificando o procedimento adotado pela Emissora na forma do mecanismo de desdobramento e resgate de ações.

Tendo em vista a sistemática do desdobramento e resgate simultâneo de ações, de forma a cumprir o disposto no artigo 16 da Instrução CVM n.º 319/99, e em conformidade com o disposto nos artigos 12, 44, 170 e 200, inciso II, da Lei n.º 6.404/76, os acionistas da Emissora aprovaram o desdobramento e o resgate simultâneo de ações em quatro ocasiões, sendo que como o resgate abrangeu, proporcionalmente, todas as classes de ações, não foi necessária a realização de sorteio, uma vez que o tratamento dado foi igual para todos os acionistas, não sendo verificada também a redução dos dividendos aos minoritários de que trata o artigo 16 da Instrução CVM n.º 319/99.

Em 21 de julho de 2003, a Emissora recebeu o Termo de Notificação n.º 147/2003 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF – da ANEEL, consubstanciado no processo administrativo n.º 48500.002531/03-85, pelo qual a ANEEL contesta a sistemática de desdobramento de ações adotada pela Emissora, o que implicaria a revisão contábil dos lançamentos efetuados. A Emissora enviou à ANEEL defesa administrativa, datada de 19 de maio de 2004, sendo que a ANEEL ainda não se manifestou a respeito.

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Os acionistas da Emissora, em assembléia geral extraordinária realizada em 29 de abril de 2004, aprovaram não examinar a proposta da Emissora até que a ANEEL se pronuncie. Caso seja decidida a realização da operação de desdobramento e resgate de ações em 2004, esta será para desdobramento de 3,71% do total das ações, correspondendo a 5.776.863.262 ações (sendo 3.566.640.941 ações ordinárias, 2.086.400.245 ações preferenciais classe A e 123.822.066 ações preferenciais classe B), com resgate de tais ações mediante pagamento de R$42.198.476,91, correspondente a R$7,30473875 por lote de mil ações, conforme previsto no balanço patrimonial relativo ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2003. Para maiores informações sobre o processo administrativo, vide "XV. Pendências Judiciais e Administrativas – 15.4 Pendências Administrativas Perante a ANEEL". A amortização do ágio e os efeitos do procedimento de desdobramento e resgate de ações estão demonstrados contabilmente no quadro abaixo:

1999

2000

2001

2002

2003 Saldo em 31.12.03

Ativo Imobilizado em Serviço Ágio da Incorporação 775.960 775.960(-) Amortização Acumulada (20.996) (29.674) (37.264) (37.852) (42.235) (168.021)

Saldo do Ativo Imobilizado 754.964 (29.674) (37.264) (37.852) (42.235) 607.939Reserva de Capital

Ágio da Incorporação 775.960 775.960(-) Desdobramento e Resgate de Ações (21.018) (29.383) (37.194)

(37.812) (125.407)

Saldo Reserva de Capital 775.960 (21.018) (29.383) (37.194) (37.812) 650.553Reserva do Ágio em 31.12.03 650.553 (-) Desdobramento e Resgate de Ações Previsto para 2004 (42.235)

Saldo Reserva de Capital Previsto para 2004 608.318

7.4.2 Transferência do Controle Acionário da CGTF

Em 14 de abril de 1998, a Distriluz e o Estado do Ceará celebraram o Contrato de Compra e Venda de Ações n.º 39/98 – SEFAZ, tendo como objeto a compra, pela Distriluz, das ações representativas do capital social da Emissora. Nos incisos XV e XVI da Cláusula Quarta do contrato, a Distriluz, na posição de compradora, assumiu a obrigação de dar prosseguimento a processo licitatório de escolha de um produtor independente de energia térmica para firmar contrato de compra de capacidade e um acordo operacional.

Como não houve interessados em participar do processo licitatório, a Emissora construiu a CGTF, assegurando-se de alternativas para aquisição de energia, de modo a atender futura demanda.

No entanto, em 19 de outubro de 2001, a ANEEL, por meio da Resolução ANEEL n.º 433/01, autorizou a CGTF a estabelecer-se como produtor independente de energia elétrica mediante a implantação da central geradora termelétrica de Fortaleza e respectivo sistema de transmissão de interesse restrito. Em razão da autorização concedida, restou à Emissora a obrigação de transferir o controle acionário da CGTF para empresa distinta, no prazo de noventa dias a contar da data da publicação da Resolução, prazo este que se esgotaria em 18 de janeiro de 2002.

O conselho de administração da Emissora, em reunião realizada em 12 de dezembro de 2001 e ad referendum da assembléia geral da Emissora, aprovou a transferência do controle acionário da CGTF, envolvendo a parte relativa ao controle ou a totalidade do capital social, de modo a dar cumprimento à determinação da ANEEL, evitando, assim, a instauração de procedimentos administrativos punitivos e imposições de penalidades contra a Emissora, por parte da referida autarquia. A operação foi ratificada pelos acionistas da Emissora em assembléia geral realizada em 21 de dezembro de 2001.

Em 21 de dezembro de 2001, a Emissora alienou a totalidade das ações de emissão da CGTF, pelo valor total de R$41.500 mil, sendo 51,18% para Endesa Internacional e 48,82% para Enersis, ambas empresas integrantes do mesmo grupo econômico da Emissora.

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A Emissora e a CGTF mantêm um contrato por meio do qual a Emissora se comprometeu a comprar toda a energia produzida pela CGTF. Vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.1 Contratos de Operação – Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – CGTF".

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VIII. EFEITOS DA AÇÃO GOVERNAMENTAL NOS NEGÓCIOS E REGULAMENTAÇÃO ESPECÍFICA

8.1 Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico compreende as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.

Com tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. O Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme detalhado adiante, é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do País encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica.

Segundo o Plano Decenal de Expansão (2003-2012) do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, a capacidade nominal geradora instalada no final de 2002, considerando-se o SIN, correspondia a 82.177MW, distribuídos entre os diferentes tipos de geração, dos quais 68.928MW correspondiam a usinas hidrelétricas, 9.980MW a termelétricas, 2.178MW de energia importada e 1.091MW de pequenas usinas. Essa capacidade instalada inclui a parcela da participação brasileira em Itaipu, a maior usina hidrelétrica do mundo, pertencente aos Governos do Brasil e do Paraguai, com capacidade de geração de 12.600MW de energia elétrica. Os recursos hídricos são administrados em reservatórios multi-anuais. Estima-se que o Brasil tenha um potencial de geração de energia hidrelétrica de 258.420MW. Segundo o Plano Decenal de Expansão (2003-2012), até 2012 haverá um acréscimo de 17.694MW da capacidade instalada, conforme tabela abaixo:

Capacidade Instalada (MW) 31.12.02 31.12.12 Usinas Hidrelétricas 68.928 84.262 Usinas Termelétricas 9.980 11.877 Importação de Energia 2.178 2.178 Pequenas Usinas 1.091 1.554 __________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Percebe-se com o exame da tabela abaixo, o potencial hídrico do Brasil a ser desenvolvido de quase 170.000MW.

Potencial Hidrelétrico (MW) Estimado 89.387 Inventariado 169.033 Total 258.420 __________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em 2002, a participação da geração térmica na produção total de energia chegou a alcançar 9,02% com o despacho das usinas nos níveis de geração indicados pela estratégia de otimização dos recursos existentes.

O sistema elétrico brasileiro é composto por dois grandes sistemas interligados (um para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e outro para as regiões Norte e Nordeste) e por diversos pequenos sistemas isolados em regiões ao Norte e Nordeste do País. Os dois grandes sistemas (que conjuntamente formam o SIN e representam cerca de 97% da capacidade do País) foram interligados pelo Linhão Norte-Sul, com 1.277km de extensão e tensão de 500kV, que tem como pontos

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terminais a subestação de Imperatriz, no Maranhão, e a subestação de Samambaia, no Distrito Federal. Abaixo, as distribuições de energia nas regiões brasileiras:

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012

De acordo com o Plano Decenal de Expansão (2003/2012), as configurações das linhas de transmissão formavam um todo no final de 2002 de 68.485km, a projeção para 2012 é de 95.024km de linhas de transmissão.

Linhas de Transmissão (km) Configuração/kV 750 600 500 440 345 230Configuração de 2002 2.698 1.612 17.823 6.393 8.309 31.650Adicionado 2003/2012 5.480 0 14.026 13 929 6.091Configuração de 2012 8.178 1.612 31.849 6.406 9.238 37.741__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em 30 de junho de 2000, aproximadamente 50% da geração de energia elétrica no Brasil e 64% das linhas de transmissão de alta tensão eram operadas pela Eletrobrás, empresa controlada pela União, e por suas subsidiárias. A Eletrobrás atualmente possui três subsidiárias regionais responsáveis pela geração e transmissão de eletricidade no Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil, sendo elas a Eletronorte, a CHESF e Furnas. Além dessas empresas, a Eletrobrás tem como subsidiárias integrais a Empresa Transmissora de Energia Eletrosul e a Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear. As linhas de transmissão de alta tensão remanescentes, aproximadamente 36% do total, são de propriedade de companhias estaduais.

Os estudos de planejamento e programação da operação, realizados pelo ONS, permitiram definir a participação das regiões com melhores condições hidroenergéticas no atendimento dos requisitos das regiões. A transferência de energia entre regiões foi intensamente utilizada para a otimização sistêmica. As diretrizes e políticas do setor elétrico brasileiro são determinadas pelo Governo Federal, especificamente pelo MME.

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O órgão responsável pela regulação e fiscalização do setor de energia elétrica no Brasil é a ANEEL, autarquia sob regime especial vinculada ao MME, instituída em 26 de dezembro de 1996 e estabelecida em outubro de 1997.

8.2 Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro

No Brasil, tradicionalmente, a União foi responsável pelas atividades de geração e transmissão de energia elétrica, através da Eletrobrás, enquanto que os Estados e algumas poucas empresas privadas foram incumbidas da distribuição.

No final da década de 1970, com a compra, pelo Governo Brasileiro, das ações da Light, todos os concessionários do setor de energia elétrica tinham capital nacional.

Na década de 1980, o desempenho da Eletrobrás passou a se ressentir das dificuldades que vinham sendo enfrentadas pela economia brasileira. A recessão e a crise da dívida externa criaram um quadro grave de estrangulamento financeiro do setor. No início da década de 1990, o programa de obras de geração foi praticamente paralisado. O desenvolvimento do setor elétrico nacional decorreu, assim, até o início da década de 1990, de iniciativa predominantemente estatal, através da Eletrobrás e de suas subsidiárias.

Até 1997, o setor elétrico permaneceu monopolizado pelo Estado. Não havia competição entre as empresas atuantes na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O planejamento e a operação do sistema eram coordenados pela Eletrobrás. O setor era, ainda, verticalizado, fortemente regulamentado em termos de fixação de preços e de condições de prestação dos serviços.

Foi iniciada, assim, uma reorganização institucional do setor, com o fim de reduzir a presença do Estado, que não dispunha de recursos financeiros para investir. Contribuíram para a reformulação os exemplos de outros países, que regularam os monopólios de transmissão e de distribuição de energia elétrica e introduziram competitividade na geração e na comercialização. A reforma do setor elétrico foi balizada por dois princípios básicos: garantia da expansão da oferta, assegurando, desta forma, o abastecimento a longo prazo, e fornecimento de energia dentro de uma relação entre qualidade e preço. O Governo Federal anterior e o atual adotaram as seguintes diretrizes e medidas para reestruturação do setor elétrico:

8.2.1 Desverticalização e Competição

Adotou-se a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização das empresas verticalizadas, de maneira a criar os mecanismos para garantir a competição tanto na geração quanto na comercialização de energia elétrica e gerar transparência nas negociações entre empresas do mesmo grupo. Neste sentido, a Resolução ANEEL n.º 278, de 19 de julho de 2000, estabeleceu regras sobre concentração de mercado, impondo, dentre outras restrições, limites ao agente distribuidor para compra de energia de empresa de geração a ele vinculada ou produzida por ele mesmo, obrigando-o a buscar outros fornecedores de energia, incentivando, com isso, o crescimento do mercado.

Conforme dispõe a Lei n.º 9.648/98, a compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados passou a ser de livre negociação. A lei estabeleceu uma fase de transição, durante a qual a competição dar-se-á de forma gradual. Competia à ANEEL, durante o período de 1998 a 2002, homologar os montantes de energia e demanda de potência a serem contratados e regular as tarifas correspondentes. Desde 2003, os montantes de energia e de demanda de potência são contratados com redução gradual à razão de 25% do montante referente ao ano de 2002. Durante a primeira fase da transição, foram substituídos os contratos de suprimento por contratos de uso do sistema de transmissão, contratos de conexão e contratos iniciais de compra e venda de energia.

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A partir do início da implantação da Lei n.º 10.848/04, mesmo na vigência dos atuais contratos de concessão que contemplam geração para atendimento próprio (self-dealing), as atividades de geração e distribuição deverão ser segregadas, devendo os distribuidores constituir empresas próprias para abrigar essas unidades, estabelecendo contratos bilaterais que cubram o período hoje abrangido pelo contrato de self-dealing vigente.

Ao fim desses contratos, não será mais admitido que distribuidores detenham geração para atendimento próprio, permitindo-se contratos de compra e venda de energia entre partes relacionadas, apenas quando decorrentes de processo de contratação via CCEE.

Outra modificação introduzida pela Lei n.º 10.848/04 é a de que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica que atuam no SIN não poderão desenvolver atividades: (i) de geração e transmissão de energia elétrica; (ii) de venda de energia a determinados consumidores; (iii) de participação em outras sociedades de forma direta ou indireta; ou (iv) estranhas ao objeto de concessão, permissão ou autorização, exceto quando previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão.

8.2.2 Adoção de um Programa de Privatização A privatização do setor elétrico brasileiro faz parte da segunda etapa do PND. Iniciado em 1991, o PND, em sua primeira etapa, consistiu na venda de empresas do setor industrial. A segunda fase do programa engloba a transferência de empresas de serviços públicos ao setor privado. O PND é administrado pelo BNDES e suas diretrizes são dadas pelo CND. Com a Lei n.º 10.848/04, foram excluídas do PND a Eletrobrás e suas controladas Furnas, CHESF, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE.

8.2.3 Criação do Órgão Regulador – ANEEL Instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, a ANEEL é uma autarquia sob regime especial, vinculada ao MME, criada para regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal. Com o advento da Lei n.º 10.848/04, as atribuições da ANEEL, entre outras, passaram a ser: (i) promover, mediante delegação do Poder Concedente, nos termos do regulamento, os

procedimentos licitatórios para a contratação de concessionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos;

(ii) gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica, de concessão de uso de bem público, bem como fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica;

(iii) aprovar as regras e os procedimentos de comercialização de energia elétrica, contratada de formas regulada e livre;

(iv) promover processos licitatórios para atendimento às necessidades do mercado; (v) homologar as receitas dos agentes de geração na contratação regulada e as tarifas a serem

pagas pelas concessionárias, permissionárias ou autorizadas de distribuição de energia elétrica, observados os resultados dos processos licitatórios;

(vi) estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade do mercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dos consumidores que tenham exercido a opção prevista nos artigos 15 e 16 da Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, que trata das opções de compra por parte dos consumidores atendidos com carga igual ou maior que 10.000kW;

(vii) definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição; (viii) regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar permanentemente sua

prestação; e (ix) estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às concessionárias e

permissionárias de distribuição, inclusive às cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias, cujos mercados próprios sejam inferiores a 500.000MWh/ano, e tarifas de fornecimento às cooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estrutura dos mercados atendidos.

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8.2.4 Restauração do Papel do Poder Executivo como Poder Concedente Com os problemas de energia elétrica advindos do antigo modelo, baseado em princípios de mercado, o novo modelo de energia elétrica introduzido pela Lei n.º 10.847/04 e pela Lei n.º 10.848/04 centraliza as decisões para o Estado, mais especialmente para o CNPE e MME. Abaixo são descritas as funções dos órgãos mais diretamente vinculados ao Poder Executivo: (i) CNPE, cujas principais funções são: (a) proposição da política energética nacional ao

Presidente da República, em articulação com as demais políticas públicas; (b) proposição da licitação individual de projetos especiais do setor elétrico, recomendados pelo MME; e (c) proposição do critério de garantia estrutural de suprimento; e

(ii) MME, cujas principais funções são: (a) formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE; (b) retomada do exercício da função de planejamento setorial, com contestação pública; (c) exercício do Poder Concedente; (d) monitoramento da segurança de suprimento do setor elétrico, por intermédio do CMSE; e (e) definição de ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda, tais como gestão da demanda e/ou contratação de uma reserva conjuntural de energia do sistema interligado.

8.2.5 Criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

Criado pela Lei n.º 9.648/98, o ONS é associação civil sem fins lucrativos, formada pelos agentes que atuam no mercado com o objetivo de executar atividades de coordenação e controle da operação de geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados.

O ONS tem por atribuições: (i) o planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado da geração, com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados; (ii) a supervisão e a coordenação dos centros de operação de sistemas elétricos; (iii) a supervisão e o controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais interligados e das interligações internacionais; (iv) a contratação e a administração de serviços de transmissão de energia elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos serviços ancilares; (v) propor à ANEEL ampliações das instalações da rede básica de transmissão, bem como reforços dos sistemas existentes, a serem licitados ou autorizados; e (vi) a definição de regras para operação de transmissão da rede básica dos sistemas elétricos interligados, a serem aprovadas pela ANEEL.

A rede básica é o conjunto das instalações de transmissão de energia elétrica integrantes do SIN e consideradas pela ANEEL como parte de sua rede básica, conforme o artigo 17 da Lei n.º 9.074/95 e a Resolução ANEEL n.º 245, de 31 de julho de 1998.

O ONS faz a gestão da energia assegurada das usinas despachadas centralizadamente, administrando as variáveis como hidrologia, logística de entrega, custo marginal de operação e capacidade das linhas de transmissão reduzindo as limitações do SIN. Com a Lei n.º 10.848/04, sem prejuízo de outras funções atribuídas pelo Poder Concedente, constituirão atribuições da ONS: (i) propor ao Poder Concedente as ampliações das instalações da rede básica, bem como os reforços dos sistemas existentes, a serem considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão; e (ii) propor regras para a operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL. Caberá ao Poder Concedente, por meio de novas regras, estabelecer a estrutura e o funcionamento da ONS.

8.2.6 Criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE (Extinto)

Diante da necessidade de propiciar condições para a efetiva concorrência entre os agentes de geração e comercialização do setor de energia elétrica, estabelecendo-se mecanismos de proteção aos consumidores, foi instituído, por meio da Lei n.º 10.433, de 24 de abril de 2002, o MAE. A criação do MAE e do ONS representou a otimização do setor elétrico, com a separação da comercialização, feita no âmbito do MAE, da entrega física da energia elétrica, feita através do despacho centralizado pelo ONS.

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O MAE era regido pelo Acordo de Mercado, contrato unilateral de adesão subscrito por agentes de geração, de comercialização, de importação, de exportação e consumidores livres, que definia as condições para a instituição e funcionamento do MAE. No MAE se processava a compra e venda de energia entre seus participantes, tanto em contratos bilaterais como no mercado de curto prazo. Portanto, a energia podia ser comercializada de duas formas distintas: (i) contratação bilateral entre geradoras e comercializadoras ou distribuidoras: os preços e condições eram determinados livremente entre as partes. Esses contratos tinham prazo, volume e preço definidos entre as partes, para evitar a exposição à volatilidade do custo marginal de operação; e (ii) mercado de curto prazo (spot): abrangia a parcela não contratada de energia, que podia ser originária dos excedentes de energia das geradoras ou da demanda acima da contratada, das distribuidoras e das comercializadoras. O preço da energia neste mercado era determinado em função do custo marginal de operação, que reflete o valor econômico médio da energia futura. O prazo dos contratos era inferior a dois anos.

O limite de contratação para as geradoras hidrelétricas do sistema era a energia assegurada de cada usina participante do MRE, estabelecido com o objetivo de compartilhar os riscos hidrológicos entre as usinas. A cada usina despachada centralizadamente correspondia um montante de energia assegurada, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. A energia assegurada do sistema era aquela que podia ser obtida, a risco de déficit pré-estabelecido, conforme regras aprovadas pela ANEEL. A energia assegurada de cada usina hidrelétrica participante do MRE era a fração a ela alocada da energia assegurada do sistema.

O valor da energia assegurada alocada a cada usina hidrelétrica era revisto a cada cinco anos, ou na ocorrência de fatores relevantes. As transferências de energia entre as usinas participantes do MRE visando a compensação da energia estavam sujeitas à aplicação do encargo estabelecido pela ANEEL, destinado à cobertura dos custos incrementais incorridos na operação e manutenção das usinas hidrelétricas e pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos.

A geradora que, porventura, não gerasse a energia assegurada, devia comprar energia para torná-la disponível. Como faz parte do condomínio, pagava apenas o MRE, em torno de R$3,00/MWh. Caso gerasse mais que a energia assegurada, recebia os mesmos R$3,00/MWh. Se todo o sistema de geração hidráulica gerasse mais que a energia assegurada e vendida no MAE, o benefício era dividido entre todas as geradoras.

As geradoras vendiam sua produção através das duas formas acima referidas. As novas geradoras remuneravam os ativos de transmissão pagando ao operador do sistema pelo uso da rede de transmissão. Os distribuidores compravam sua energia através de contratos bilaterais com as geradoras, a preços determinados entre as partes, ou no Mercado Spot ao preço do momento. Essa energia era vendida para os consumidores cativos, por preços regulados, definidos pelo órgão regulador, e para os consumidores livres, por preços pactuados livremente entre as partes. Os distribuidores deveriam contratar no mínimo 80% de sua demanda em contratos bilaterais de longo prazo, o que indicaria uma relação entre 80 e 85% da energia em contratos bilaterais e 20 a 15% da energia no Mercado Spot. As comercializadoras compravam a energia da mesma maneira que as distribuidoras, mas podiam vender apenas para os consumidores livres, ou no Mercado Spot.

A formação de preços acontecia em quatro submercados diferentes: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Com a Lei n.º 10.433/02, o MAE deixou de ser um mercado estritamente auto-regulado pelos agentes do setor elétrico, passando a ter natureza jurídica de pessoa jurídica de direito privado, submetido a autorização, regulamentação e fiscalização da ANEEL.

Em 29 de abril de 2002, foi publicada a Lei n.º 10.438, alterada pela Lei n.º 10.604/02, a qual estabeleceu que um mínimo de 50% da energia elétrica comercializada pelas concessionárias geradoras de serviço público sob controle federal, inclusive o montante de energia elétrica reduzido dos contratos iniciais, deveria ser negociada por meio de (i) leilões exclusivos com consumidores finais; (ii) aditamento dos contratos que estejam em vigor na data da publicação da Lei n.º 10.604/02; ou (iii) outra forma de regulamentação. As energias não comercializadas da forma aqui descrita, deviam ser liquidadas no mercado de curto prazo do MAE.

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Com o advento da Lei n.º 10.848/04, o MAE é extinto, sendo substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Durante a transição, ficará sob responsabilidade da ANEEL regular e conduzir o processo de transição necessário à constituição e à efetiva operação da CCEE, a ser concluído no prazo máximo de 90 dias a contar da data de publicação da regulamentação a ser feita pelo Poder Concedente, mantendo-se durante a transição as obrigações atribuídas ao MAE pelo artigo 1º da Lei n.º 10.433/02.

8.2.7 Criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O fornecimento de energia elétrica ao consumidor cativo, por meio das concessionárias de serviço público de distribuição, é atividade regulada. Dentre os objetivos principais dessa atividade está o de assegurar suprimento de energia de modo confiável, isonômico e o mais econômico possível (modicidade tarifária).

A contratação da energia destinada a esse suprimento por meio de licitação representa atualmente o modo mais adequado de se atingirem esses objetivos, por ser transparente e por assegurar economia de escala e isonomia para os consumidores.

Com a Lei n.º 10.848/04, institui-se uma instituição especializada – a CCEE – com os seguintes objetivos: (i) administrar a contratação de compra e venda de energia dos concessionários do serviço público de distribuição; (ii) realizar leilões para compra de energia para os distribuidores, desde que autorizados pela ANEEL; e (iii) exercer as atuais funções de contabilização e liquidação do MAE, nos dois ambientes de contratação, o ambiente de contratação regulada e o ambiente de contratação livre.

A CCEE sucederá ao MAE, absorvendo suas funções atuais e incorporando todas as estruturas organizacionais e operacionais deste. A instituição deverá ser pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos. A estrutura de governança da CCEE será semelhante à do MAE. A principal diferença é que o presidente do conselho de administração será indicado pelo MME, que passará a ter poder de veto nas deliberações que conflitarem com as políticas ou as diretrizes do Governo.

A CCEE apurará a tarifa de suprimento para os distribuidores a ser considerada pela ANEEL na formação das tarifas de fornecimento aos consumidores regulados.

O custeio da CCEE será coberto com a arrecadação de contribuições dos associados.

8.2.8 Criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Nos termos do artigo 174 da Constituição Federal, o exercício da função de executor do planejamento energético, e em particular do setor elétrico, é atribuição do Estado, como agente normativo e regulador da atividade econômica.

O desempenho de tal função requer o desenvolvimento de estudos complexos e multidisciplinares, que demandam elevado grau de qualificação e especialização profissional.

Além disso, no desenvolvimento do processo de planejamento, é essencial garantir a credibilidade, a representatividade e a transparência dos estudos, em especial, por meio da disponibilização de dados, premissas, critérios, métodos e resultados, de maneira pública e isonômica, a todos os agentes.

A Lei n.º 10.847/04 instituiu a Empresa de Pesquisa Energética – EPE – com o objetivo de desenvolver os estudos necessários para que o MME possa cumprir plenamente sua função de executor de planejamento energético, com as seguintes responsabilidades: (i) execução de estudos para definição da Matriz Energética, com indicação das estratégias a serem seguidas e das metas a serem alcançadas, dentro de uma perspectiva de longo prazo; (ii) execução dos estudos de planejamento integrado dos recursos energéticos; (iii) execução dos estudos do planejamento da expansão do setor elétrico (geração e transmissão) promoção dos estudos de potencial energético, incluindo inventário de bacias hidrográficas; e (iv) promoção dos estudos de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental de usinas, bem como obtenção da licença prévia ambiental para aproveitamentos hidrelétricos.

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Os condicionantes para a formatação da EPE são: (i) vinculação ao MME; (ii) governança do Poder Executivo; (iii) autonomia técnica e administrativa; (iv) possibilidade de contar com apoio de técnicos externos, tais como universidades, centros de pesquisa e consultores, por meio de convênios e contratos, desde que preservados os requisitos de isonomia, transparência, publicidade, confidencialidade e inexistência de conflitos de interesse; (v) possibilidade de contar com apoio de agentes setoriais para estudos; e (vi) possibilidade de contar com apoio de agentes setoriais para estudos técnicos, desde que preservados os requisitos de isonomia, transparência, publicidade e inexistência de conflitos de interesse.

A instituição é constituída na forma de empresa pública, capitalizada pela União, que atuará em cooperação com o Poder Público.

A EPE, para desenvolver suas atividades, poderá celebrar contratos de prestação de serviços com quaisquer pessoas físicas ou jurídicas ou ainda firmar convênios de cooperação técnica e financeira, sempre que tais soluções se apresentarem como as mais econômicas para atingir seus objetivos institucionais, observados os princípios da impessoalidade, da moralidade e da publicidade.

As receitas da EPE serão provenientes de contrato de prestação de serviço com o MME e deverão cobrir seus custos de funcionamento (pessoal, material, serviços e outros), bem como o custo dos estudos que deverá desenvolver.

A EPE, para desenvolver estudos setoriais, contará com câmaras técnicas, que funcionarão como canal de participação dos agentes setoriais no processo de planejamento, preservados os requisitos de isonomia, transparência, publicidade e inexistência de conflitos de interesse. Tais câmaras poderão ter estruturação temática.

8.2.9 Redefinição do Papel da Eletrobrás

A Eletrobrás teve sua criação autorizada pela Lei n.º 3.890-A, de 25 de abril de 1961, tendo por objeto a realização de estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração dos atos de comércio decorrentes dessas atividades. Nas últimas décadas, o crescimento da Eletrobrás foi marcante, atingindo 33GW, ou cerca de metade da capacidade instalada do País. Geradoras do sistema da Eletrobrás, Furnas, CHESF, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE foram desvinculadas do PND pela Lei n.º 10.848/04, por serem peças fundamentais na estrutura da Eletrobrás e do sistema elétrico brasileiro, representando assim, mais um sinal do Governo de restaurar seu poder no setor elétrico brasileiro.

Constituem atribuições da Eletrobrás: (i) exercício da função de holding das empresas estatais federais; (ii) administração de encargos e fundos setoriais; (iii) comercialização da energia da Itaipu Binacional; (iv) comercialização da energia de fontes alternativas contempladas pelo PROINFA; e (v) criação de novas instituições, com o objetivo de complementar o marco regulatório, estabelecendo novas funções e atividades.

8.2.10 Livre Acesso à Rede Básica de Transmissão e à Distribuição

A rede de transmissão ocupa um papel muito importante no sistema elétrico brasileiro, em decorrência de sua configuração. Por ser um sistema predominantemente hidrelétrico, as usinas estão geralmente localizadas distantes dos centros de consumo, sendo necessária uma extensa rede de linhas de transmissão. Além disso, para permitir o melhor uso dos recursos hídricos, foi feita a interligação de usinas localizadas em diferentes bacias hidrográficas, que proporciona ao sistema ganho substancial de energia firme, tendo em vista a variação na vazão dos rios.

A instituição da competição nas atividades de geração e de comercialização de energia elétrica acarretou a necessidade de assegurar-se aos agentes econômicos livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, mediante o pagamento dos encargos correspondentes e nas condições gerais estabelecidas pela ANEEL. Nesse sentido, o Decreto n.º 2.655, de 2 de julho de 1998, estabelece que o acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e a regulação das tarifas correspondentes far-se-ão conforme os seguintes critérios: tratamento não discriminatório a todos os usuários, cobertura de custos compatíveis com custos-padrão, incentivo a novos investimentos na expansão dos sistemas, e minimização dos custos de ampliação ou utilização dos sistemas elétricos.

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Visando substituir os antigos contratos de suprimento de energia elétrica, tornou-se necessário, além dos contratos iniciais de compra e venda de energia, a celebração dos seguintes contratos:

(i) contrato de conexão ao sistema de transmissão: contrato a ser celebrado entre o concessionário de transmissão e os usuários, estabelecendo os termos e as condições para a conexão à rede básica através das instalações de conexão;

(ii) contrato de prestação de serviços de transmissão: contrato padrão homologado pela ANEEL, celebrado entre o ONS e os concessionários de serviço público de energia elétrica detentores de instalações de transmissão componentes da rede básica dos sistemas interligados, estabelecendo os termos e condições para prestação de serviços de transmissão de energia elétrica aos usuários, sob administração e coordenação do ONS; e

(iii) contrato de uso do sistema de transmissão: contrato padrão homologado pela ANEEL, celebrado entre o ONS, representando os concessionários de transmissão, e usuários, estabelecendo os termos e condições para o uso da rede básica pelos usuários, incluindo a prestação dos serviços de transmissão pelos concessionários, mediante controle e supervisão do ONS, bem como a prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle da operação do sistema interligado.

As tarifas de transmissão devem remunerar os ativos de transmissão existentes e aqueles a serem implementados. Os agentes de geração existentes atualmente não pagam tarifa de transmissão. Os ativos de transmissão são remunerados apenas pelos agentes de distribuição atuais. Os novos agentes de geração, entretanto, deverão pagar transporte. O mecanismo é chamado de tarifa nodal, dividida em selo e sinal indicativo. O valor a ser desembolsado pela geradora dependerá da localização do empreendimento, da maior presença de carga ou da possibilidade de inversão do fluxo de energia.

8.2.11 Criação do Produtor Independente de Energia Elétrica

Vide "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica – 8.3 Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica".

8.2.12 Criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

A segurança de suprimento, que é um dos objetivos básicos do novo modelo do setor, requer ação contínua e permanente de monitoramento, a qual permitirá o encaminhamento tempestivo de ações preventivas de mínimo custo para o consumidor.

Dentre os eventos que podem afetar a segurança de suprimento e, portanto, devem ser monitorados, incluem-se o descumprimento do cronograma de construção de empreendimentos, a ocorrência de condições hidrológicas excepcionalmente adversas e o aumento imprevisto do consumo.

Propõe-se instituir, no âmbito do MME, o CMSE, de caráter permanente, com a função de analisar a continuidade e a qualidade de suprimento num horizonte de cinco anos e propor medidas preventivas de mínimo custo para restaurar as condições adequadas de atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de reserva conjuntural e outras.

O CMSE será coordenado pelo MME e terá a participação formal e permanente das seguintes instituições: EPE, CCEE, ONS e ANEEL.

A critério da coordenação, e para apreciação de assuntos específicos, poderão ser convidadas a participar outras instituições como, por exemplo, o BNDES, a ANA – Agência Nacional de Águas e o IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.

O CMSE foi criado pelo Decreto n.º 5.175, de 9 de agosto de 2004, que lhe estabeleceu as seguintes atribuições:

(i) acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica, gás natural e petróleo e seus derivados;

(ii) avaliar as condições de abastecimento e de atendimento, relativamente às atividades mencionadas anteriormente, em horizontes pré-determinados;

(iii) realizar periodicamente análise integrada de segurança de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica, de gás natural e petróleo e seus derivados, abrangendo os seguintes parâmetros, dentre outros: (a) demanda, oferta e qualidade de insumos energéticos, considerando

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as condições hidrológicas e as perspectivas de suprimento de gás e de outros combustíveis; (b) configuração dos sistemas de produção e de oferta relativos aos setores de energia elétrica, gás e petróleo; e (c) configuração dos sistemas de transporte e interconexões locais, regionais e internacionais, relativamente ao sistema elétrico e à rede de gasodutos;

(iv) identificar dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam afetar, a regularidade e a segurança de abastecimento e atendimento à expansão dos setores de energia elétrica, gás natural e petróleo e seus derivados; e

(v) elaborar propostas de ajustes, soluções e recomendações de ações preventivas ou saneadoras de situações observadas em decorrência da atividade mencionada no item iv, visando à manutenção ou restauração da segurança no abastecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhando-as, quando for o caso, ao CNPE.

8.2.13 Aumento Gradual do Número de Consumidores Livres

Consumidores com carga igual ou superior a 3.000kW atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar por continuar sendo atendidos pelo distribuidor local, na qualidade de consumidor cativo; comprar energia diretamente de um produtor independente; ou comprar energia por meio de um comercializador.

A contratação livremente negociada nas duas últimas opções pode abranger toda ou parte da carga do consumidor, vedada a possibilidade de transferência de carga entre as instalações de medição correspondentes aos contratos regulados e livremente negociados. A regulação específica deverá ser editada pela ANEEL.

Os consumidores que não tiverem cláusulas de tempo determinado em seus contratos de fornecimento só poderão exercer a opção de compra de energia elétrica por outro fornecedor nos prazos, formas e condições que serão posteriormente regulamentadas, sendo que nenhum prazo poderá exceder a 36 meses, contado a partir da data de manifestação formal à concessionária local que os atenda. O consumidor que exercer essa opção deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga e só poderá retornar à condição de consumidor atendido mediante tarifa regulada, se informar à concessionária seu intuito com antecedência mínima de cinco anos, podendo este prazo ser reduzido, a critério da concessionária.

A condição de consumidor livre não desobrigará o consumidor dos encargos referentes à CCC do sistema isolado e dos outros encargos de caráter sistêmico (RGR,CDE, taxa de fiscalização da ANEEL, contratação da reserva conjuntural de energia).

8.2.14 Rateio das Perdas de Transmissão

As perdas da transmissão são divididas entre a geração e a carga em partes iguais. O fator de perda determinado para as cargas localizadas em um mesmo submercado são iguais. A partir da implantação do sistema de coleta de dados de energia elétrica sob responsabilidade do CCEE, serão calculados fatores de perdas individuais para cada ponto de carga e cada usina, refletindo suas localizações no sistema elétrico.

8.3 Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica

Dada sua importância como fonte geradora de eletricidade para o País, os potenciais de energia hidráulica pertencem à União. A Constituição Federal, em seu artigo 176, dispõe que seu aproveitamento de potenciais de energia hidráulica somente poderá ser efetuado mediante autorização ou concessão da União, no interesse nacional, por brasileiros ou por empresa constituída sob as leis brasileiras e que tenha sua sede e administração no País. Ademais, a exploração de serviços de energia elétrica compete à União, de forma direta ou mediante autorização, concessão ou permissão, conforme dispõe o artigo 21, inciso XII, alínea b, da Constituição Federal.

Antes da edição da Emenda Constitucional n.º 6, de 15 de agosto de 1995, a atividade de exploração dos potenciais de energia hidráulica no Brasil poderia ser exercida somente por empresas concessionárias controladas pela União ou pelos Estados. Referida Emenda permitiu que empresas privadas constituídas sob as leis brasileiras e que tivessem sede e administração no País passassem a explorar potenciais hidráulicos, mediante autorização ou concessão da União.

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Com a Lei n.º 10.848/04, a atividade de distribuição passa a ser orientada para o serviço de rede e de venda de energia somente a consumidores com tarifas e demais condições de fornecimento reguladas pela ANEEL.

Os distribuidores não poderão comercializar energia para consumidores livres, a não ser em condições totalmente reguladas. Para consumidores livres que optarem por outros fornecedores, terão a função de provedores de rede e, por esse serviço, receberão valores definidos nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição.

Não será admitido compartilhamento de barramentos de subestações, seja de transmissão seja de distribuição. As conexões nas subestações (bays de conexão), necessárias às novas ligações ao sistema, serão de responsabilidade do proprietário da subestação, no aspecto técnico; e do acessante, no que diz respeito aos custos de conexão.

Será admitida a aquisição de geração descentralizada de pequeno porte diretamente pelos distribuidores, desde que a unidade geradora esteja integrada à sua rede, podendo esta ser própria (distribuidores de até 500GWh) ou pertencente a terceiros. A ANEEL definirá parâmetros e limites para esses casos. A compra de geração distribuída será prerrogativa da distribuidora.

Os contratos de back-up necessários à geração distribuída serão feitos com distribuidores diretamente com outros geradores.

Os distribuidores estão sujeitos aos seguintes encargos: CCC, CDE, RGR, Taxa de Fiscalização da ANEEL, ONS, Custos de Transmissão e Conexão.

A Lei n.º 10.847/04 e a Lei n.º 10.848/04 introduzem profundas alterações no setor elétrico brasileiro. Além da criação de três novos órgãos (EPE, CCEE, CMSE), haverá uma alteração na forma de comercialização da energia a ser contratada de forma regulada ou livre.

A contratação regulada será feita pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público de distribuição de energia elétrica e a contratação livre envolverá os agentes concessionários e autorizados de geração, comercializadores e importadores de geração elétrica e os consumidores livres. O produtor independente de energia elétrica estará sujeito a ambas formas de comercialização. Caberá ao Poder Concedente homologar a quantidade de energia elétrica a ser contratada para o atendimento das necessidades do mercado, como também a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo licitatório de energia elétrica.

O quadro abaixo é explicativo quanto às formas de contratação a serem executadas no novo modelo:

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Como já mencionado, a CCEE assumirá as funções anteriormente executadas pelo MAE, porém não afetará os direitos e obrigações resultantes das operações de compra e venda realizadas no âmbito do MAE.

A CCEE fará leilões de compra de quase toda a energia ofertada em regime de pool e depois revenderá essa energia às distribuidoras, ao preço médio da aquisição. Em seguida, serão firmados contratos bilaterais de suprimento entre as geradoras e distribuidoras, com prazos não inferiores a cinco anos.

O CMSE terá como função principal acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e segurança do suprimento eletroenergético, evitando assim crises do setor como a de 2001.

O Poder Concedente definirá as regras de organização do ONS e implementará as medidas necessárias para seu funcionamento.

A expansão do sistema, ou seja, a implantação de novas usinas e linhas de transmissão, ocorrerá mediante a realização de leilões elaborados pela ANEEL, a partir de estudos da EPE. Vencerá o grupo que oferecer a menor tarifa, sendo firmado contratos de longo prazo (15 a 20 anos) para atender a expansão do mercado das distribuidoras de energia.

8.4 Mercado Brasileiro de Energia Elétrica

8.4.1 Consumo

O crescimento do consumo brasileiro de energia elétrica aumentou a taxas decrescentes nas últimas décadas. Verifica-se que, após um crescimento a taxas superiores a 10% ao ano na década de 1970, o consumo de energia no Brasil passou a crescer a taxas da ordem de 6% ao ano na década de 1980, e de 4% ao ano na década de 1990. As taxas de crescimento de cada classe de consumo se diferenciaram sensivelmente, observando-se, nos últimos anos, um menor crescimento do consumo industrial – 2% ao ano, enquanto que as classes residencial e comercial apresentaram crescimento superior a 4% e 6% ao ano, respectivamente. As taxas referentes ao período entre 1997 e 1998 refletem a recessão econômica brasileira, decorrente das crises russa e asiática. Dessa diferença das taxas de crescimento resultou uma mudança na distribuição do consumo de energia elétrica, registrando-se aumento na participação das classes residencial e rural e diminuição da classe industrial. No ano de 2001, foi implantado o racionamento de energia elétrica propiciando uma redução no crescimento do mercado de energia elétrica de 7,7%, com maior repercussão na classe residencial, que apresentou um decréscimo de 11,8%. Com o racionamento de energia, foram incorporadas mudanças nos hábitos de consumo da população, fazendo com que o mercado apresentasse taxas de crescimento menores que as apresentadas no seu período histórico. A tabela abaixo mostra a evolução das taxas de crescimento do consumo brasileiro de energia elétrica.

Taxas Médias de Crescimento do Consumo Brasileiro (% ao ano) Período Residencial Comercial Industrial Outros Total

1970/1980 10,7 10,2 14,3 9,5 12,2 1980/1990 7,6 5,7 4,9 6,4 5,8 1990/1998 6,4 7,2 2,5 4,6 4,5 1998/1999 2,8 4,8 0,9 2,4 2,2 1999/2000 2,7 8,7 5,9 ,1 4,6 2000/2001 -11,8 -6,3 -6,6 -4,7 -7,7 2001/2002 -1,3 1,8 4,2 5,3 2,6 2002/2003 4,8 5,0 1,7 6,2 3,7

__________ Fonte: Eletrobrás – Plano Decenal de Expansão 2000-2009 e Informativo de Mercado – CCPE/CTEM

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8.4.2 Cenários Macroeconômico e Demográfico

As trajetórias presumidas para a evolução da economia brasileira ao longo do horizonte de estudo do presente Plano Decenal de Expansão reúnem elementos de cenários de crescimento sustentado (cenários A e B, no longo prazo) e de crise recorrente (cenário C). Esses cenários foram construídos no âmbito do CTEM com apoio de consultoria especializada (MACROPLAN) e podem ser assim caracterizados:

Variáveis do Macroambiente

Cenário A

Cenário B

Cenário C

Dinâmica da Economia Mundial

Recuperação e forte dinamismo

Crescimento moderado Recuperação

Inserção Externa do País

Ampla e intensa integração competitiva

Ampla integração Integração controlada

Distribuição da Renda Relativa melhoria Leve melhoria Melhoria significativa Privatização no Setor Elétrico

Ampla, mas gradual Somente a nova geração

Mínima

Dinâmica da Economia Brasileira

Superação da crise e crescimento elevado

Superação da crise e crescimento sustentado

"Stop and go"

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em todos os casos, adotou-se o crescimento do PIB em 1,5% em 2002. Para o ano de 2003, admitiu-se o crescimento do PIB de 2% nos cenários A e B, na direção da superação da crise.

No cenário C considerou-se o PIB estacionário em 2003. Ao longo do horizonte decenal, os cenários formulados são sintetizados nas taxas de evolução do PIB apresentadas na tabela a seguir.

Cenário 2002/2007 2007/2012 2002/2012 A 4,8% 6,3% 5,5% B 4,1% 5,0% 4,5% C 2,0% 3,0% 2,5%

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

O cenário B foi adotado como referência. Os cenários A e C compõem o pano de fundo para as projeções de mercado ditas Mercado Alto e Mercado Baixo. Em relação ao ciclo anterior, quando se trabalhou com um único cenário (referência), as diferenças principais são as incorporações dos elementos de crise que determinam o comportamento da economia brasileira no curto prazo (2002 e 2003). Na tabela, a seguir, são apresentadas as perspectivas de crescimento da população. O cenário demográfico utilizado neste Plano Decenal de Expansão é o mesmo aplicado no ciclo anterior.

Ano População (106 hab.) Taxa de Crescimento 2000 170,9 2002 176,3 1,57% 2007 190,3 1,53% 2012 204,9 1,51%

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

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Na composição das projeções de mercado utilizadas no Plano Decenal de Expansão 2003-2012. foram adotadas premissas gerais que podem ser assim resumidas: (i) procedimentos e premissas aprovados na reunião do Comitê Técnico para Estudos de

Mercado – CTEM, de 14 e 15 de maio de 2002, e apresentados na reunião do Comitê Diretor de 5 de junho de 2002, que compreendem:

(a) três cenários macroeconômicos, levando em conta o acompanhamento da atual conjuntura nacional e internacional (2002/2003);

(b) um cenário demográfico com os mesmos parâmetros utilizados no Plano Decenal de Expansão 2002-2011;

(c) cenários para evolução da capacidade instalada e da produção de grandes consumidores industriais, compatíveis com cenários macroeconômicos; e

(d) premissas de mercado, compreendendo parâmetros específicos que permitam relacionar os cenários macroeconômicos e demográficos às projeções do consumo de energia;

(ii) convergência com previsão das concessionárias, restabelecendo neste ciclo a participação efetiva dos agentes setoriais na composição dos cenários de mercado; e

(iii) compatibilização com a projeção da carga elaborada pelo CTEM em conjunto com o ONS (segunda revisão quadrimestral), assegurando o ajuste desejado entre o planejamento da expansão e o da operação.

8.4.3 Premissas de Mercado

As premissas de mercado relacionam os cenários macroeconômico e demográfico com os cenários de evolução do consumo de energia. Referem-se a cada uma das classes de consumo em que pode ser decomposta a demanda por energia elétrica. Na classe residencial, tais premissas compreendem aspectos como a taxa de atendimento, a recuperação do consumo médio afetado pelo racionamento e a evolução da população por domicílio. No segmento comercial, admite-se a manutenção de uma dinâmica de crescimento maior do que a do consumo residencial, como vem se verificando nos últimos anos. No setor industrial, importam os cenários formulados para os grandes consumidores (conjunto de dez setores que respondem por 45% do consumo de energia na indústria), indicadores como a intensidade energética e as perspectivas de auto-produção e de aumento da eficiência energética. A seguir são apresentados quadros que resumem as principais premissas adotadas na formulação do cenário de referência para a evolução do mercado.

Nesse conjunto de dados, a taxa de atendimento indica a parcela da população que tem acesso ao serviço regular de energia elétrica, ou seja, o contingente de pessoas que figura no cadastro de consumidores das concessionárias. As premissas compreendem o esforço de universalização do serviço, notadamente nas regiões Norte e Nordeste.

Sistema 2002 2007 2012 Região Norte (Interligado) 70% 77% 85%

Nordeste 87% 90% 96% Sudeste/Centro Oeste 97% 99% 99%

Sul 86% 94% 99% __________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

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O racionamento vigente em 2001 atingiu diretamente as regiões Nordeste, Sudeste, Centro-Oeste e, indiretamente, também as demais regiões, afetando o consumo residencial em todo o País. Diante disso, as atuais premissas de mercado consideram a perspectiva de recuperação do consumo médio por consumidor conforme a tabela, a seguir:

Sistema

Antes do Racionamento

Atual

Recuperação em

Sistemas Isolados (Norte) 183 175 2004 Norte (Interligado) 123 105 2007

Nordeste 113 85 2009 Sudeste/Centro-Oeste 199 145 2009

Sul 174 161 2006 Sistema no Brasil 173 134 2008

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Para os dez setores industriais que compreendem os grandes consumidores de energia elétrica foram consideradas as seguintes evoluções de sua capacidade instalada:

Setor 2002 2007 2012 Siderurgia 33.000 36.390 41.490 Ferroligas 1.221 1.221 1.317

Pelotização 46.500 48.000 54.000 Alumínio 1.500 1.500 2.010

Cobre 250 680 780 Petroquímica 2.835 3.730 4.755 Soda-Cloro 1.484 1.874 2.284

Papel 9.210 11.049 12.601 Celulose 7.921 10.151 11.251 Cimento 56.200 61.750 75.250

__________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

8.4.4 Previsão do Consumo

No cenário de referência, o consumo total de energia elétrica no Brasil deverá crescer a uma taxa média anual de 6,1% ao ano ao longo do horizonte decenal, atingindo o montante de 577,2TWh ao final do período. Considerando-se apenas o consumo atendido pelas concessionárias, a taxa de crescimento é de 5,7% ao ano, com um total de energia de 510,1TWh em 2012. A diferença é atendida por auto-produção. No mercado alto e no mercado baixo, o montante de energia atendido pelas concessionárias seria de 552,6 e 429,3TWh, respectivamente, com taxas de crescimento de 6,6% e 3,9%. Em 2002, o crescimento é estimado em 3,4%. A tabela, a seguir, resume esses valores.

Brasil – Consumo de Energia Elétrica (TWh) 2000 2001 % 2006 % 2011 % Auto-produção 26,1 27,5 5,4% 43,6 9,7% 67,1 9,0%

Projeção de Referência Concessionárias 283,2 292,5 3,3% 392,3 6,0% 510,1 5,4% Total 309,3 320,0 3,5% 435,9 6,4% 577,2 5,8% Mercado Alto Concessionárias 283,2 292,5 3,3% 408,7 6,9% 552,6 6,2% Total 309,3 320,0 3,5% 452,3 7,1% 619,7 6,5% Mercado Baixo Concessionárias 283,2 292,5 3,3% 356,3 4,0% 429,3 3,8% Total 309,3 320,0 3,5% 399,9 4,5% 487,6 4,0% __________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Comparada com a previsão utilizada no ciclo anterior, a projeção de referência é significativamente mais baixa: no ciclo anterior estimava-se um consumo total (inclusive auto-produção) de 595,4TWh

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em 2011; no estudo atual, esta estimativa é revisada para 548,3TWh, uma diferença de quase 8%. Explicam tal diferença:

(i) consumo, em 2002, cerca de 3% abaixo do valor previsto no ciclo anterior (essa diferença no ponto de partida das novas previsões se propaga e se amplia ao longo do horizonte);

(ii) revisão do crescimento da economia no curto prazo, na medida da incorporação dos efeitos da crise cambial em 2002; e

(iii) consideração de aumento da eficiência no uso da energia (a intensidade energética apontada para 2011 nas projeções do ciclo anterior era de 0,776 kWh/US$ (2001), com evolução de 2,3% desde 2001; nas nova projeções, este valor cai para 0,722 kWh/US$ (2001), com crescimento de 1,6% no mesmo período).

8.4.5 Detalhamento da Projeção de Referência

Na tabela a seguir é apresentado um detalhamento da projeção de referência (consumo por classe de consumidores e por sistema elétrico), bem como a projeção da carga (requisitos do sistema) a ela associada.

Projeção de Referência do Consumo de Energia Elétrica (TWh) 2001 2002 % 2007 % 2012 %

Consumo Total 309,9 320,4 3,4% 435,9 6,4% 577,2 5,8% Auto-produção 26,1 27,5 5,4% 43,6 9,7% 67,1 9,0% Concessionárias 283,8 292,5 3,2% 392,3 6,0% 510,1 5,4%

Consumo por Classes (Concessionárias)

Residencial 73,6 73,3 -0,5% 102,5 6,9% 136,4 5,9% Comercial 44,4 45,4 2,2% 65,1 7,5% 88,5 6,3% Industrial 122,5 129,8 5,9% 169,8 5,5% 218,5 5,2%

Demais classes 42,7 44,1 3,3% 54,9 4,5% 66,7 4,0% Consumo por Sistema

Norte Isolado (2) 5,6 6,0 7,7% 9,6 9,8% 14,2 8,0% Norte Interligado(3) 17,5 19,6 12,0% 29,1 7,9% 41,5 7,4%

Nordeste (3) 37,5 39,7 6,1% 54,8 6,6% 70,1 5,1% Sudeste/Centro-Oeste 172,5 175,7 1,8% 230,4 5,6% 296,9 5,2%

Sul 50,2 51,6 2,8% 68,4 5,8% 87,3 5,0% __________ Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

8.4.6 Racionamento e Crise do Setor Elétrico

Em maio de 2001, em virtude da pouca quantidade de chuvas, o Governo Federal teve que tomar medidas duras quanto ao consumo da energia elétrica brasileira, determinando um racionamento de energia de 20% para mais ou para menos (dependendo do setor econômico).

Com isso, foi criada a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, GSE, posteriormente denominada Câmara de Gestão do Setor Elétrico, CGSE, com a finalidade de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica.

Em fevereiro de 2002, com a normalização das condições hídricas do País, foi extinto o racionamento. No entanto, o setor energético brasileiro se mantém dependente das condições hídricas dos rios, uma vez que 90% da sua produção é oriunda de recursos hidrelétricos.

Considerando-se a queda no patamar de utilização de energia elétrica, comparado com o consumo de energia elétrica anterior ao racionamento, decorrente de mudanças nos hábitos de consumo, da instalação de usinas térmicas emergenciais, e ainda do adequado nível de armazenamento atualmente verificado nos reservatórios das usinas localizadas nas regiões Norte e Nordeste do Brasil a Emissora acredita que o suprimento de energia para o período 2004/2005 para essas regiões está assegurado.

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8.4.7 Investimentos no Novo Modelo

O novo modelo, ao limitar o self-dealing, retira as barreiras existentes na relação entre distribuidores e geradores que não pertençam ao mesmo grupo econômico. Até agora, somente geradores e distribuidores integrantes de um mesmo grupo controlador tinham incentivos para fazer contratos de longo prazo e, assim, adquirir condições para contratar financiamentos para novos investimentos. A permissão de um "bônus" de 11,5% sobre o valor normativo (valor máximo pelo qual a compra de energia do distribuidor pode ser repassado às tarifas) tornava a contratação de energia dentro do mesmo grupo econômico altamente atrativa e inibia outras soluções de investimento.

Ao permitir a efetiva competição no segmento de geração, o novo modelo possibilita que, por meio das licitações, sejam estabelecidos, no mercado, contratos de longo prazo entre quaisquer geradores e quaisquer distribuidores. Com isso, é fortalecido o mercado de energia elétrica, que passa a funcionar de forma mais aberta.

8.4.8 Limites de Atuação no Mercado

As regras de desconcentração, publicadas pela ANEEL, estabeleceram os limites aos agentes de geração e distribuição:

(i) limites aos agentes de geração: (a) 20% da capacidade instalada nacional; (b) 25% da capacidade instalada no sistema interligado das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidade instalada no sistema interligado das regiões Norte/Nordeste;

(ii) limites aos agentes de distribuição: (a) 20% da capacidade instalada do mercado de distribuição nacional; (b) 25% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do sistema interligado das Regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do sistema interligado das regiões Norte/Nordeste.

(iii) no âmbito do SIN, uma empresa concessionária ou permissionária de distribuição somente poderá adquirir energia elétrica de empresas a ela vinculadas ou destinar energia por ela mesma produzida para atendimento de seus consumidores cativos até o limite de 30% (trinta por cento) da energia comercializada com esses consumidores.

Atualmente, a Emissora possui uma participação de 2% na distribuição de energia no âmbito nacional e de 9% no âmbito do sistema interligado das regiões Norte/Nordeste. Desta forma, a capacidade de expansão da Emissora é limitada pelos percentuais acima mencionados.

Até 31 de dezembro de 2014, o montante de energia elétrica produzido por usinas termelétricas integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, instituído pelo Decreto n.º 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, que iniciarem sua operação até 31 de dezembro de 2004, não será considerado no limite de auto-suprimento das empresas de distribuição.

Os índices acima citados poderão ser superiores quando corresponderem à potência instalada em uma única usina de geração de energia elétrica.

8.4.9 Formação de Preço

As tarifas públicas de energia elétrica de empresas de geração e de distribuição eram reguladas de maneira a refletir remuneração dos ativos ao redor de 12% ao ano. Este regime de remuneração garantida durou até a promulgação da Lei n.º 8.631, de 4 de março de 1993. Até então, era muito comum promover reavaliações de ativos de maneira a torná-los mais valiosos e, com isso, aumentar as tarifas. Entretanto, esse modelo foi tornando-se inviável, dado o crescimento da dívida setorial.

Durante a década de 90, os preços da geração situaram-se em torno de US$20/MWh, enquanto os preços de Itaipu situaram-se em US$25/MWh. A energia de Itaipu era compulsoriamente vendida mais cara que a energia das geradoras exclusivamente brasileiras.

A partir da Lei n.º 9.074/95, introduziu-se o conceito de competição na geração de energia, através do produtor independente de energia. Os preços deixaram de ser regulados. Para não haver competição instantânea entre a "energia nova", comercializada conforme as regras do MAE, e a "energia velha", comercializada conforme os antigos contratos de suprimento, estabeleceu-se um

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mecanismo de migração gradual por meio do qual a "energia velha" passaria a ser comercializada por meio de contratos iniciais de compra e venda de energia. A partir de 2003, o montante de energia comercializada por meio dos contratos iniciais seria reduzido anualmente em 25% até zerar em 2006, quando não haverá mais diferença entre "energia velha" e "energia nova".

A obrigatoriedade de contratação de 85% (hoje 100%) da energia de longo prazo pelos distribuidores cria a demanda natural pelo produto da geração. Tendo em vista a impossibilidade de se estocar energia, a geradora tem de comercializar a energia não contratada a longo prazo pelo preço do Mercado Spot, calculado ex post.

Os fatores que pressionam o preço da geração são os seguintes:

Novas hidrelétricas com menor atratividade e mais distantes dos centros de carga

Custos ambientais crescentes

Custo da água mais baixo, mas competindo com as térmicas, que têm o custo do gás natural

Risco de déficit de energia

Valor normativo

↑

↓ Competição

Térmicas ganhando eficiência

Gás natural ganhando escala

Financiamentos mais baratos

Privatização

Período chuvoso No novo modelo, fica mantida a atual metodologia de cálculo tarifário dos distribuidores, utilizada pela ANEEL, que define a estrutura da tarifa com base nos custos marginais de fornecimento.

A ANEEL deverá disponibilizar e publicar as tarifas e os dados utilizados na sua definição considerando as tarifas com e sem eventuais subsídios cruzados. Consumidores cativos com demanda maior que 1MW deverão assinar com os distribuidores contratos de consumo de energia pelo prazo mínimo de um ano, com recontratação anual. Esse contrato deverá prever multa por excessos em termos de consumo e demanda.

As faturas de energia para os consumidores cativos deverão, necessariamente, discriminar as parcelas relativas à compra de energia, ao uso de transmissão e distribuição, aos encargos e aos tributos.

A tarifa de suprimento do pool será o valor unitário que o conjunto de distribuidores pagará pela compra de energia adquirida no pool pela CCEE.

As tarifas que serão aplicadas a cada concessionária individualmente poderão refletir políticas públicas, explicitamente definidas, alterando o custo da parcela de geração entre os diversos distribuidores.

De acordo com o novo modelo, a tarifa de referência representará a média de todas as compras de energia efetuadas no âmbito do pool e a tarifa de aplicação o custo unitário que cada distribuidor irá pagar pela energia comprada no âmbito do pool.

A relatividade entre as tarifas de aplicação será definida pelo MME, sendo garantido o repasse integral ao consumidor final da tarifa de aplicação associada ao suprimento. Além disso, considerando que as datas de reajuste tarifário são diferentes para cada concessionário, prevê-se a instituição de mecanismo que assegure efeito econômico equivalente a todos os distribuidores, independentemente da data de reajuste tarifário.

A tarifa de aplicação será ajustada anualmente, levando-se em conta os seguintes fatores: o reajuste previsto para a receita anual relativa aos contratos da CCEE, a incorporação de novos geradores e mercados, os excedentes ou os déficits financeiros eventualmente gerados no processo de contabilização e liquidação das diferenças contratuais do ano anterior, a variação dos custos operativos previstos no planejamento da operação no ano anterior, e a variação no custo estimado

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para as perdas de transmissão imputado aos geradores do pool (contratados de energia nominal) e outros excedentes financeiros eventualmente gerados pela operação otimizada do sistema.

O modelo proposto pelo governo prevê um conjunto integrado de medidas para garantir a segurança de suprimento, incluindo (i) a constituição de uma reserva de segurança do sistema por meio da licitação, com base nos estudos de planejamento, visando a otimização da matriz hidrotérmica – combinação ótima de hidrelétricas e térmicas – capaz de garantir a maior segurança ao menor custo de suprimento possível; (ii) da melhoria do critério de garantia do suprimento (risco admitido de insuficiência da oferta), com a definição dos novos parâmetros a ser feita a partir dos estudos de planejamento; (iii) a exigência de contratação de 100% da demanda por parte de todos os agentes de consumo (distribuidores e consumidores livres), lastreada, basicamente, em contratos com prazos não inferiores a cinco anos; (iv) a contratação da energia visando a expansão do mercado com antecedência de três e cinco anos e por meio de contratos de longo prazo; (v) a criação do CMSE, coordenado pelo MME, responsável pelo monitoramento permanente da segurança de suprimento, podendo propor a contratação de reserva conjuntural, em caso de desequilíbrio entre a oferta e a demanda; e (vi) o aperfeiçoamento da governança do ONS, de forma a garantir que, cada vez mais, as decisões operativas privilegiem a segurança do sistema.

8.4.10 Transição

O período de transição caracterizar-se-á pela implantação dos novos agentes, EPE, CCEE, CMSE, bem como pelo início de contratação de energia para os próximos anos, sob as novas regras estabelecidas.

Nesse sentido, os distribuidores deverão informar a CCEE os montantes de energia que desejarão contratar para atender a todo o seu mercado em 2004. A CCEE publicará, em até 12 dias úteis após a data de recebimento dos dados dos distribuidores, edital para realização, no prazo regulamentar de 30 dias, de leilão público para a contratação regulada de energia para o ano de 2004. Até agosto de 2004, os distribuidores deverão apresentar à CCEE suas projeções de compra de energia para os anos do período 2005 a 2009, inclusive.

A CCEE realizará, até final de setembro de 2004, leilão público para contratação regulada de energia de usinas existentes para os distribuidores, contemplando o período acima, em contratos de prazos de duração de três a 15 anos, para início de fornecimento nos anos de 2005 a 2009, em meses a serem indicados no edital.

As energias asseguradas das usinas hidrelétricas deverão estar revisadas e homologadas até o final de agosto de 2004, já compatibilizadas com o critério de garantia de suprimento do setor a ser proposto pelo MME à aprovação do CNPE. Os concessionários das usinas existentes ou com concessão outorgada terão prioridade de contratação de sua energia para atendimento ao crescimento do mercado. Assim, leilões para contratação de energia de novos empreendimentos só serão realizados quando houver real necessidade de aumento de oferta para equilíbrio do balanço energético do sistema.

Em outubro de 2004, a partir de indicação da EPE da necessidade de aumento de oferta, a ANEEL poderá realizar o primeiro leilão para atender à expansão do parque gerador do sistema. Deste leilão poderão participar usinas que ainda não tenham iniciado construção ou que estejam em construção, mas ainda sem contratos de venda para toda sua energia assegurada. Para usinas com concessão obtida a partir de licitação por máxima UBP, a ANEEL deverá definir um valor de UBP de referência, com as mesmas regras aplicáveis às próximas concessões a serem licitadas. Nas parcelas comercializadas com o pool, a diferença entre a UBP efetivamente paga e a de referência deverá ser incorporada à receita do gerador.

A primeira contratação (etapa de transição) terá contratos com prazos variando de três a 15 anos, com o objetivo de (i) evitar concentração de vencimentos de contratos em uma mesma data; e (ii) permitir que geradores e distribuidores gerenciem seus riscos por um portfólio de contratos.

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Empreendimentos em andamento poderão optar por leilões de geração existente, obtendo contratos de três a 15 anos de duração a partir de sua entrada em operação, ou participar de licitações para contratação de energia de novos empreendimentos. Caso optem por licitações de geração de novos empreendimentos, poderão comercializar energia no ambiente de contratação livre, até que a necessidade de novos projetos seja estabelecida.

As concessões de geração de energia elétrica anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário à amortização dos investimentos, limitado a 35 anos, contado da data de assinatura do imprescindível contrato, podendo ser prorrogado por até 20 anos, a critério do Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos.

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IX. ATIVIDADES E MERCADOS DE ATUAÇÃO

9.1 Emissora

Como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará, a Emissora tem por atividade principal a entrega da energia adquirida dos geradores aos consumidores finais. A Emissora também atua na prestação de serviços relacionados à distribuição de energia elétrica e no transporte de energia elétrica em média e alta tensão (transmissão). A atividade de fornecimento de energia elétrica é responsável por 99,18% da receita líquida da Emissora. O objeto social da Emissora prevê as seguintes atividades e negócios: (i) produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de

serviços correlatos que lhes venham ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadas aos serviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(ii) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação, transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma de concessão, autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado do Ceará, e outras áreas definidas pelo poder concedente;

(iii) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, em especial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(iv) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico e social em regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estatais ou privados, podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privada que revele empenho em implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento; e

(v) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social de outras companhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energia elétrica, incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

9.2 Área da Concessão – Ceará

A área geográfica da Concessão da Emissora abrange todo o Estado do Ceará, correspondente a 1,5% do território brasileiro, abrangendo um território de 146.817km2 e 184 municípios. A Emissora atende a aproximadamente 7.500.000 habitantes, equivalente a 4,7% da população do País.

O Ceará é um Estado que apresentou significativos progressos nos últimos anos, tanto em dimensões sociais, quanto econômicas. Sua área é de 146.817km2, com uma temperatura média anual de 27ºC, sendo dividido por 184 municípios, tendo como sua capital a Cidade de Fortaleza. Segundo dados do IBGE-2000, a população residente no Estado era de 7.430.661 habitantes, desses 71,5% viviam em cidades, que possuíam 1.757.888 de domicílios.

O Ceará tem se destacado por políticas públicas baseadas na racionalização e modernização da administração pública, ocupando, segundo dados oficiais do ano de 2000, a décima posição no ranking nacional.

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Em 2000 (quando houve a ultima publicação oficial), o PIB per capita do Ceará era de R$2.794,00, sendo que o PIB do Estado do Ceará apresentou um crescimento acima da média do País, conforme se vê no gráfico abaixo:

__________ Fonte: IBGE – IPCE 2000

Em 2000 (quando houve a ultima publicação oficial), a distribuição do PIB cearense dava-se da seguinte forma: 6,08% na agropecuária, 38,06% na indústria e 55,86% em serviços. O Estado ainda possui concentração de seu PIB no setor de serviços, porém o setor industrial vem aumentando a participação na formação do PIB nos últimos anos, conforme se observa no gráfico abaixo:

__________ Fonte: IBGE – IPCE 2000

9.3 Estratégia de Negócios

A missão da Emissora é fornecer energia elétrica e serviços com qualidade, satisfazendo aos clientes, propiciando retorno adequado aos acionistas, contribuindo para o desenvolvimento do Ceará, com colaboradores e fornecedores qualificados e comprometidos. A estratégia de negócios da Emissora está focada na busca da excelência na qualidade dos Serviços, tomando-se as seguintes premissas: (i) orientação ao cliente: a Emissora busca concentrar esforços na satisfação do cliente, com

soluções inovadoras e de qualidade que permita à Emissora superar suas expectativas; (ii) orientação a resultados: a Emissora busca rentabilidade adequada e sustentável para os

acionistas, comparável favoravelmente com a indústria e o risco associado; (iii) desenvolvimento de pessoas: o desenvolvimento pessoal e profissional está fundamentado

em uma constante capacitação, motivação e promoção na base, em função do mérito e a contribuição profissional, reconhecendo e valorizando os êxitos e os esforços;

(iv) conduta ética: as atuações da Emissora são reconhecidas por sua lealdade, integridade moral, transparência, sigilo profissional e respeito às pessoas;

(v) integração com a comunidade e meio ambiente: a Emissora é comprometida com o processo econômico, social e cultural das comunidades onde atua, respeitando as realidades locais e proporcionando a conservação ambiental por meio do respeito às exigências legais e também desenvolvendo programas de conservação do mesmo; e

(vi) compromisso com a qualidade e segurança: as atuações empresariais da Emissora se orientam a prestar um serviço de qualidade, observando a eficiência e segurança dos clientes e trabalhadores envolvidos, sejam eles próprios ou terceirizados.

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9.4 Principais Produtos 9.4.1 Super 3+1

O Super 3+1 é uma parceria entre Emissora, ACE Seguradora e Marsh Corretora de Seguros. A iniciativa é pioneira no Nordeste e tem como público alvo os clientes residenciais da Emissora. Esse seguro é composto por um conjunto de coberturas de acidentes pessoais e proteção financeira, seguro residencial, e foi desenvolvido exclusivamente para os clientes da Emissora. Além das coberturas, o seguro oferece mais uma vantagem: quatro sorteios mensais pela Loteria Federal no valor de R$ 2,5 mil (bruto). Em caso de desemprego ou incapacidade física temporária, o segurado terá sua conta de energia coberta em até quatro parcelas de R$50,00. Nos casos de morte ou invalidez permanente, o Super 3+1 garante 12 parcelas de R$50,00 para pagamento das contas de energia. Já na cobertura patrimonial, o cliente pode receber até R$20 mil pelo seu imóvel em casos de incêndio, raio ou explosão. O valor do seguro atualmente está em R$2,50 e conta com adesão de 150 mil consumidores da Emissora.

9.4.2 COELCE Plus A marca COELCE Plus foi desenvolvida com a missão de agregar valor ao core business da Emissora, suprindo as necessidades do mercado e gerando ingressos à Emissora. A marca serve como referência para todos os novos serviços desenvolvidos pela Diretoria Comercial que não sejam voltados diretamente à distribuição de energia. Para que algum serviço faça parte da marca COELCE Plus,terá que possuir duas características básicas: (i) não estar vinculado à distribuição de energia; e (ii) estar vinculado a serviços internos ao cliente relacionados com energia elétrica, tais como eficiência energética, diagnóstico energético; elaboração e execução de projeto energético; otimização energética; treinamento e capacitação; consultoria energética; manutenção; manutenção eventual; manutenção corretiva; diagnóstico da manutenção; projeto de manutenção especializada; manutenção especializada; e instalações; instalações prediais; instalações industriais; projetos elétricos; aluguel de subestações.

9.5 Produtos em Desenvolvimento 9.5.1 Venda do Padrão de Ligação Nova

Esse novo serviço foi desenvolvido com objetivo de satisfazer às necessidades tanto de novos clientes, como de clientes que queiram ter sua entrada de energia construída dentro das normas estabelecidas e com a garantia de nenhum defeito técnico. Além disso, a construção da entrada feita pela Emissora garante ao cliente muito mais praticidade e qualidade. Os materiais e a mão-de-obra especializada necessária estão incluídos no serviço. Outra vantagem para o cliente é que, construindo sua entrada na parte externa do imóvel, o leiturista poderá realizar a leitura mensal do medidor sem incomodar os moradores. O pagamento pode ser feito à vista ou com uma entrada de 40% do valor total e o restante em até seis parcelas debitadas automaticamente na conta de energia elétrica.

9.5.2 Venda de Padrão com Poste Jardim Esse é um serviço que será realizado em conjunto com o produto de Venda do Padrão de Ligação Nova, sendo que, adicionalmente, nesses casos em que as residências não estão recuadas do alinhamento da via pública ou estão do lado contrário à rede de baixa tensão da Emissora, será necessário, portanto, a implantação do poste jardim para que o ramal de ligação fique na altura de segurança. O cliente poderá adquirir o poste com condições de pagamento mais facilitadas, 40% à vista e o restante, em até oito parcelas fixas.

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9.6 Clientes e Distribuição 9.6.1 Mercado de Energia Elétrica na Área da Concessão

No ano de 2003, as vendas de energia na área da Concessão da Emissora alcançaram 5.904,6GWh, representando um crescimento de 6,1% quando comparado com o realizado no ano de 2002 que foi de 5.565,7GWh. A classe de maior participação nesse resultado foi a classe residencial, que apesar de todas as influências restritivas ao consumo como o racionamento, as altas taxas de desemprego, a própria mudança no comportamento provocada pelo racionamento, vem reagindo e proporcionando um crescimento razoável. No primeiro semestre de 2004, as vendas alcançaram 3.018.562GWh, sendo que a classe residencial continuou participando expressivamente para obtenção desse resultado.

Do total vendido em 2003, 28,7% correspondem a clientes industriais, 30,5% a clientes residenciais, 18,2% a clientes comerciais e 22,6% a outros clientes. Com relação ao primeiro semestre de 2004, 27,69% corresponderam a clientes industriais, 33,1% a clientes residenciais, 18,4% a clientes comerciais e 20,9% a outros clientes. Abaixo segue a evolução do consumo faturado (GWh) de energia dos principais consumidores da Emissora.

Balanço de Energia

2001

2002

2003

Variação % 2002/2003

30.6.04

Demanda Máxima MW 1.064,8 1.019,8 1.083,6 6,3 1.036,0 Energia Requerida GWh 6.158,8 6.393,1 6.825,4 6,8 3.372,5 Energia Fornecida GWh 5.353,1 5.565,7 5.904,6 6,1 3.018,5 Residencial 1.723,1 1.663,9 1.803,1 8,4 998,5 Industrial 1.612,2 1.688,4 1.697,0 0,5 833,4 Comercial 964,3 1.007,1 1.076,0 6,8 555,9 Rural 339,0 413,7 496,5 20,0 210,8 Poderes Públicos 235,7 255,3 280,4 9,9 142,8 Iluminação Pública 260,4 319,0 325,8 2,1 164,8 Serviços Públicos 200,2 200,9 208,9 4,0 103,5 Revenda 10,7 9,8 9,0 (8,8) 2,3 Consumo Próprio 7,7 7,5 7,8 4,0 8,4 __________ Fonte: dados apurados segundo sistemática da Enersis.

9.6.2 Clientes Em dezembro de 2003, o número de consumidores da Emissora atingiu 2.108.582. Esse resultado significa um crescimento de 4,9% do total registrado em 2002, que foi de 2.009.658 clientes. Em 30 de junho de 2004, o número de consumidores da Emissora era de 2.194.970. O gráfico abaixo demonstra como está atualmente dividida a base de clientes da Emissora:

Rural 8,26%

Públicos1,17%

Residencial 83,99%

Industrial0,32%

Comercial6,23% Outros

0,03%

O crescimento do número de clientes da Emissora também está sustentado com base na classe residencial, representando 80% do crescimento total de consumidores da Emissora. Na classe industrial ocorreram sucessivas reduções desde 1999, devidas principalmente ao baixo desempenho da economia brasileira nos últimos anos, o que também resulta em redução na classe comercial, que representa 6,5% do crescimento total. O resultado apresentado na classe de iluminação pública teve um crescimento grande em função do desdobramento de medições que estão sendo implantadas nos municípios, o que não representa crescimento real, visto que anteriormente o número do consumidor da classe era dado pelo número de municípios quando hoje é dado pelo número de medições faturadas. A tabela abaixo demonstra a evolução da base de clientes nos últimos anos:

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Quantidade de Clientes

2000

2001

2002

2003

Var. % 2002/2003

30.6.04

Residencial 1.543.980 1.567.785 1.595.764 1.686.963 5,7 1.843.602 Industrial 7.837 7.742 7.588 7.110 (6,3) 7.054 Comercial 132.751 140.766 139.899 137.969 (1,4) 136.830 Rural 89.191 176.089 241.073 251.384 4,3 181.316 Poderes Públicos 20.828 23.005 23.741 23.117 (2,6) 23.517 Ilumin. Pública 185 229 261 590 126,1 846 Serviços Públicos 781 902 1.083 1.219 12,6 1.254 Revenda 3 4 3 3 0 3 Consumo Próprio 268 242 246 227 (7,7) 551 Total 1.795.824 1.916.764 2.009.658 2.108.582 4,9 2.194.970

9.6.3 Serviços de Atendimento a Clientes

A Emissora atualmente dispõe de atendimento comercial em todos os municípios da área da Concessão, sendo assim distribuídos: call center centralizado em Fortaleza, 39 agências e dois postos de atendimento (46 em 2002), 165 pontos de serviço (148 em 2002) e duas agências móveis(três em 2002) para levar a Emissora mais próxima do cliente.

Em 2003, foram atendidas 2.687.582 chamadas no tele-atendimento (2.847.851 em 2002). A Emissora fechou o ano de 2003 com 163 tele-atendentes, 12 supervisores de call center, 311 atendentes e 14 gerentes nos pontos de atendimento. Em 30 de junho de 2004, a Emissora contava com 175 tele-atendentes, 12 supervisores do call center, 323 atendentes e 14 gerentes nos pontos de atendimento.

Em 2002, a Emissora efetuou um projeto de investimento para modernização e ampliação das agências de atendimento, passando-as para o padrão corporativo da Emissora. As agências abrangidas em 2002 foram as agências situadas em Aldeota, Juazeiro, Sobral, Limoeiro, Baturité e Caucaia. Em 2003, as agências abrangidas foram Fortaleza Centro e Iguatú.

Em 2002, foi implantado o projeto "Modernização da Coleta de Leitura" que teve como objetivo a realização de leituras horo-sazonais com aparelhos computacionais, contribuindo para agilização e confiabilidade do processo de faturamento além de reduzir custos de operação. Em 2003 foram compradas 14 coletoras. Em 2004 foram adquiridas 125 novas coletoras.

Os consumidores atendidos pela Emissora podem ser divididos em consumidores cativos e consumidores livres. Consumidores livres (assim definidos na Lei n.º 9.074/95 em razão da tensão em que são atendidos ou da carga demandada) não são obrigados a adquirir seu fornecimento de energia da Emissora e podem gerar a própria energia, instalar linhas próprias até uma empresa de geração ou pagar à Emissora pela utilização de sua rede de distribuição (nos termos previstos na Resolução ANEEL n.º 286/99) para receber a energia adquirida de terceiros. Os consumidores cativos, por sua vez, são obrigatoriamente atendidos pela Emissora e pagam as tarifas por esta praticadas, observados os limites máximos homologados pela ANEEL.

Embora pendente de regulamentação, as diretrizes do novo modelo exigem a contratação obrigatória, pelo consumidor livre, de 100% da respectiva demanda. Caso o consumidor livre opte por deixar de contratar o fornecimento de energia com a Emissora, deverá comunicar tal fato à Emissora com 36 meses de antecedência. Da mesma forma, caso o consumidor livre deseje voltar a ser atendido pela Emissora, deverá comunicar tal fato com 60 meses de antecedência, sendo que os prazos previstos neste parágrafo poderão ser reduzidos pelo concessionário.

No novo modelo há também a exigência da desverticalização da distribuição, impedindo que custos estranhos ao fornecimento de energia aos consumidores cativos sejam indevidamente repassados às suas tarifas. Quanto à segurança de suprimento, o novo modelo do setor elétrico exige a contratação de 100% da demanda por parte de todos os agentes de consumo (distribuidores e consumidores livres), lastreada, basicamente, em contratos com prazos não inferiores a cinco anos.Também, com a definição de dois ambientes de contratação de energia e a coexistência destes dois ambientes, um regulado, congregando todos os consumidores cativos e os distribuidores, no qual as compras de energia se farão sempre por licitação, pelo critério de menor tarifa, e outro livre, no qual se

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inscrevem os consumidores livres e os comercializadores, com capacidade de negociar seus contratos de suprimento, o governo pretende estimular a iniciativa dos consumidores livres e ao mesmo tempo proteger o consumidor cativo.

9.7 Clientes e Transmissão Além das atividades de distribuição de energia, a Emissora é obrigada a permitir que os demais agentes do sistema elétrico utilizem suas linhas e instalações acessórias para a transmissão de eletricidade, independentemente de quem seja o vendedor da energia ou potência demandada. As bases de relacionamento entre os concessionários do serviço de distribuição de energia e os demais agentes estão definidas nos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão – CUST, e as tarifas máximas a serem pagas e os mecanismos para sua revisão estão definidos na Resolução ANEEL n.º 286/95 (vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.17 Tributos Incidentes sobre os Serviços de Distribuição de Energia Elétrica").

Apesar de possuir os ativos necessários, a demanda de terceiros pelo uso do sistema de transmissão da Emissora é reduzida por não existirem consumidores livres no Estado do Ceará. A maioria dos consumidores que poderia utilizar o sistema de transmissão da Emissora para adquirir energia de terceiros recebe seu fornecimento de energia da própria Emissora.

9.8 Fornecedores Em 2003, para atendimento de seu mercado, a Emissora comprou um total de 6.825,4GWh, sendo este montante 6,8% superior ao verificado no ano anterior, de 6.393,1GWh. No primeiro semestre de 2004 a Emissora comprou um total de 3.372,5GWh.

Em 2003, a Emissora adquiriu 83,6% da energia elétrica de que necessitava da CHESF (98,9% em 2002), 0,7% da energia eólica da Wobben (0,8% em 2002) e 0,04% da energia térmica da Energyworks (0,1% em 2002). No primeiro semestre de 2004 esses percentuais foram, respectivamente, de 97%, 0,4% e 0,02%.

No ano de 2001, foi assinado um contrato de compra e venda de energia elétrica com a CGTF, para a compra de 2.690GWh de energia ao ano a partir de dezembro de 2003. Em 2002, foram assinados dois novos contratos de suprimento. O primeiro foi firmado com a CIEN para o período de janeiro de 2003 a dezembro de 2004 e o segundo com a CHESF com prazo de seis anos. Não foram assinados contratos de suprimento até 30 de junho de 2004.

A estratégia de compra de energia da Emissora tem sido de manter contratado 100% de seu consumo, de forma a não se expor à volatilidade dos preços no MAE (CCEE).

Com a redução gradual da energia assegurada nos contratos iniciais, a Emissora espera conseguir repor a parcela da demanda para substituição desses contratos nos leilões públicos que serão promovidos pelo Governo Federal por meio da ANEEL. As regras de comercialização de energia definidas pelo Poder Concedente, quando bem utilizadas, possibilitam o repasse dos custos de compra da energia desses leilões, entretanto, a Emissora poderá ser afetada em sua capacidade operacional caso não realize boas projeções de suas necessidades de mercado.

Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.2 Contratos de Operação".

9.9 Posicionamento no Processo Competitivo O esforço crescente e a constante preocupação da Emissora com o desenvolvimento da sociedade do Estado do Ceará tem sido contínua e gentilmente reconhecidos através do agraciamento da Emissora com diversos prêmios e comendas, entre eles podemos destacar: (i) Prêmio ABRADEE 2002 de segunda melhor distribuidora de energia elétrica da Região Nordeste; (ii) IASC 2002 de segunda colocação no Nordeste no Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor; (iii) Prêmio Delmiro Gouveia 2002 de Responsabilidade Social; (iv) Medalha Cidadão de Fortaleza 2002, concedida ao Presidente Dr. Celestino Izquierdo; (v) Prêmio Delmiro Gouveia 2002 e 2003 de Maior Faturamento Líquido; (vi) Prêmio

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ABRADEE 2003 como Melhor Gestão Econômico-Financeira do Brasil; e (vii) Troféu ACERT em 2003, como Anunciante do Ano.

9.10 Performance da Rede A Emissora possuía, em 31 de dezembro de 2003, uma infra-estrutura de 79.067km de rede de distribuição (76.106km em 2002), 3.637,58km de linhas de transmissão e 88 subestações. No primeiro semestre de 2004, a Emissora passou a ter uma infra-estrutura de 79.247km de rede de distribuição (76.106 em 2002), 3598,61km de linhas de transmissão e 86 subestações.

O sistema de subtransmissão da Emissora é formado por 2,85km de linhas de 230kV, 3.656km de linhas de 69kV e 79.247km de linhas de 13,8/0,380/0,220kV. As redes de distribuição, em média tensão, operam com linhas de 13,8kV e, em baixa tensão, de 380/220V.

A Emissora possui 140 transformadores de potência nas 88 subestações de alta tensão existentes, com capacidade instalada de 1.901MVA. A tabela abaixo mostra a composição da rede de distribuição da Emissora:

Sistema Elétrico Unidade 2001 2002 2003 30.6.04

Distribuição Km 68.720 76.106 79.067 79.360

Transmissão Km 3.042 3.487 3.637 3.653

Subestações Ud 79 86 88 88

Capacidade Instalada MVA 1.774 1.833 1.891 1.901

9.10.1 Sistema de Suprimento – Rede Básica

O Estado do Ceará é suprido através de linhas de transmissão da rede básica em 500kV e 230KV, a saber: (i) linha de transmissão de 500kV derivada da Usina Hidroelétrica de Luiz Gonzaga, passando pelas subestações de Milagres, Quixada e Fortaleza II; (ii) linha de transmissão de 500kV derivada da Subestação Presidente Dutra, passando pelas subestações de Teresina II circuitos I e II, Sobral III e Fortaleza II; (iii) três linhas de transmissão de 230kV derivadas do complexo das Usinas de Paulo Afonso, passando pelas subestações de Bom Nome, Milagres, Iço (via derivação da linha de transmissão 04 M3 entre as subestações de Milagres e Banabuiú), Banabuiú, Russas (via anel fechado entre as subestações Banabuiú, Mossoró e Russas), Delmiro Gouveia e Fortaleza I; (iv) duas linhas de transmissão de 230kV derivadas da Usina Hidroelétrica de Boa Esperança, passando pelas subestações Teresina I; (v) linha de transmissão derivada da subestação de Teresina I, passando pelas subestações de Piripiri, Sobral II e Cauipe; (vi) três linhas de transmissão derivadas da subestação de Cauipe, sendo que uma linha é destinada para a subestação de Fortaleza I e duas para subestação de Fortaleza II.

Da subestação de Fortaleza II parte um circuito duplo em 230kV para subestação de Fortaleza I.

Da subestação de Fortaleza I parte um circuito duplo em 230kV, com 7km de extensão, até a subestação Delmiro Gouveia. Atualmente, um desses circuitos está conectado à linha de transmissão 230kV Banabuiú – Fortaleza, formando a linha de transmissão Banabuiú – Delmiro Gouveia.

As subestações pertencentes à rede básica em 500kV e 230kV que atendem ao estado do Ceará são: (i) subestação de Sobral III (secionadora); (ii) subestação de Fortaleza II (abaixadora 2 x 600MVA – 500/230kV); (iii) subestação de Milagres (abaixadora 1x600MVA – 500/230kV); (iv) subestação de Quixada (secionadora); (v) subestação de Milagres (abaixadora 2 x 100MVA – 230/69 kV); (vi) subestação de Iço (abaixadora 1 x 100MVA – 230/69 kV); (vii) subestação de Banabuiu (abaixadora 2 x 33MVA – 230/69kV); (viii) subestação de Russas (abaixadora 2 x 16,6 + 1 x 100MVA – 230/69kV); (ix) subestação de Delmiro Gouveia (abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (x) subestação de Fortaleza I (abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (xi) subestação de Cauipe (abaixadora 1 x 100MVA – 230/69kV); e (xii) subestação de Sobral II (abaixadora 3 x 100MVA – 230/69kV).

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9.10.2 Sistema de Distribuição em Alta Tensão

As linhas que abastecem as subestações de distribuição da Emissora e consumidores classe A-3 (classe de tensão 72,5kV) têm origem a partir das subestações 230/69kV.

O subsistema elétrico suprido através de cada uma destas subestações define uma região elétrica de operação, também denominada de ponto de entrega ou ponto de suprimento em 69kV. Atualmente há dois em operação na Cidade de Fortaleza (Fortaleza e Delmiro Gouveia), um na Região Metropolitana de Fortaleza (Cauipe), um na região Norte do Estado (Sobral II) e quatro nas regiões Centro e Sul do Estado (Milagres, Iço, Banabuiú e Russas II).

Há também em implantação, o ponto de suprimento Pici II, que atenderá à região oeste da Cidade de Fortaleza, o qual já deveria estar em operação, no entanto por interpelações judiciais (das quais a Emissora não é parte), as obras estão paralisadas e sem previsão para conclusão.

Encontra-se aprovado no Plano de Ampliação e Reforços do ONS e ANEEL, a implantação, em 2005, de um novo ponto de suprimento no Estado para atender a região Centro-Oeste do Ceará, localizado na cidade de Tauá. Este ponto de suprimento foi objeto de estudo concluído em 2001, e foi desenvolvido sob a coordenação do núcleo de articulação regional do CCPE e contou com as participações da Emissora e da CHESF.

A evolução da configuração do sistema elétrico da Emissora, assim como sua composição e subestações estão listados nas tabelas abaixo e são representados na tabela a seguir:

Caracterização Sistema Elétrico 1999 2000 2001 2002 2003 30.6.04 Quantidade SE 69/13,8 kV 75 76 79 86 88 88 MVA (em SE AT-MT) 1.431 1.598 1.774 1.833 1.891 1.901 Extensão de Rede (AT, MT e BT) 58.530 65.461 71.762 79.593 82.720 83.013

Relação das Subestações MVA Relação das Subestações MVA Aldeota 99,700 Massape 6,250 Água Fria 51,600 Sobral 53,200 Barra do Ceará 53,200 Tianguá 12,500 Bom Sucesso 53,200 Paraipaba 20,000 Dias Macedo 33,200 São Luis do Curu 11,250 Jurema 53,200 Umirim 6,250 Maguary 116,400 Viçosa do Ceará 6,250 Messejana 26,600 Araras I 18,750 Mondubim 33,200 Boa Viagem 5,000 Mucuripe 25,000 Canindé 15,000 Papicu 53,200 Crateús 12,500 Parangaba 53,200 Inhuporanga 6,250 Picí 26,600 Juatama 5,000 Presidente Kennedy 51,600 Nova Russas 12,500 Tauape 53,200 Quixadá 11,250 Acarape 11,250 Quixeramobim 10,000 Aquiraz 30,000 Aracati 25,000 Baturité 12,500 Barra do Figueiredo 11,250 Beberibe 15,000 Icapuí 5,000 Caucaia 26,667 Jaguaribe 15,000 Coluna 18,750 Jaguaruana 6,250 Cascavel 18,750 Limoeiro do Norte 18,750 Distrito Industrial II 66,400 Morada Nova 12,500 Distrito Industrial I 59,800 Russas 17,500 Guaramiranga 15,000 Tab. de Russas II 12,500 Jabuti 25,000 Acopiara 5,000 Maranguape 30,000 Cedro 8,750 Pacajús 18,750 Iço 6,250

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Pecem 26,600 Iguatú 30,000 Umarituba 6,250 Lavras da Mangabeira 6,250 Acaraú 15,000 Mombaça 15,000 Amontada 6,250 Orós 6,250 Apuiarés 6,250 Senador Pompeu 12,500 Baixo Acaraú II 12,500 Tauá 10,000 Camocim 8,750 Várzea Alegre 6,250 Caracará 6,250 Araripe 5,000 Cariré 2,500 Antonina do Norte 15,000 Coreaú 6,250 Balanços 6,250 Granja 5,000 Barbalha 12,500 Ibiapina 12,500 Brejo Santo 16,250 Inhuçu 12,500 Crato 18,750 Itapajé 11,250 Juazeiro do Norte 53,200 Itapipoca 12,500 Nova Olinda 9,375 Marco 6,250 Mauriti 15,000

Diagrama do sistema elétrico da Emissora em 30 de junho de 2004.

9.11 Perdas de Energia

As perdas em um sistema de distribuição de energia compreendem basicamente dois componentes: perdas técnicas, resultantes das propriedades físicas do sistema e que podem ser calculadas previamente, e perdas não técnicas ou comerciais, que têm sua origem no furto de energia, medidores obsoletos, cobrança de tarifa mínima para consumidores sem medidores, faturamento inadequado, entre outros.

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As perdas totais (média móvel 12 meses) em relação à energia total adquirida pela Emissora foram de 12,9% em 2002 e 13,5% em 2003, sendo 9,97% relativo às perdas técnicas (9,88% em 2002) e 3,53% relativo às perdas comerciais (3,02% em 2002). O quadro abaixo demonstra a evolução do índice de perdas: 2002 2003 Junho 2004 Índice de Perdas TAM 12,9% 13,5% 13,4%

Para reduzir as perdas de energia elétrica, a Emissora, no decorrer de 2002, desenvolveu os seguintes Projetos: Projeto Normalização e Projeto PIMT, além de uma série de atividades adicionais. Para maiores informações, vide "VII. Emissora – 7.3 Principais Investimentos".

9.12 Contas a Receber

Em 31 de dezembro de 2003, a estrutura do "contas a receber" da Emissora era a seguinte: (R$ mil)

Classe

Vincendos Vencidos

Até 90 Dias Vencidos

Mais 90 Dias Total

31.12.03 Residencial 26.230 28.613 8.995 63.838Industrial 14.084 1.320 1.194 16.598Comercial 13.264 9.484 6.877 29.625Rural 7.677 4.765 1.407 13.849Poderes Públicos 6.646 4.943 7.720 19.309Iluminação Pública 2.028 1.873 1.827 5.728Serviços Públicos 3.708 341 116 4.165Subtotal 73.637 51.339 28.136 153.112MAE 29.057 0 0 29.057Fornecimento Não Faturado 54.595 0 0 54.595Ativo regulatório 278.158 0 0 278.158Outros créditos 3.939 1.119 1.313 6.371 Encargos emergenciais 3.074 2.277 1.345 6.696Parcelamentos de Débitos 70.505 0 2.127 72.632Créditos de Clientes com Ações Judiciais 4.492 1.697 49.548 55.737Total 517.457 56.432 82.469 656.358(-) Provisão Créditos Liq. Duvidosa (96.348)Total 560.010Em 30 de junho de 2004, a estrutura do contas a receber da Emissora era a seguinte:

(R$ mil) Classe

Vincendos

Vencidos Até 90 Dias

Vencidos Mais 90 Dias

Total 30.6.04

Residencial 23.874 30.372 19.073 73.319Industrial 16.246 2.553 1.571 20.370Comercial 13.243 10.154 5.363 28.760Rural 6.450 3.671 2.616 12.737Poderes Públicos 10.252 4.163 6.114 20.529Iluminação Pública 4.245 1.822 1.926 7.993Serviços Públicos 4.150 419 125 4.694Subtotal 78.460 53.154 36.788 168.402MAE 24.743 - - 24.743Fornecimento Não Faturado 50.258 - - 50.258Ativo Regulatório 270.338 - - 270.338Outros Créditos 4.346 1.367 1.546 7.259Encargos Emergenciais 3.138 2.147 1.897 7.182Parcelamentos de Débitos 67.203 - 1.957 69.160Créditos de Clientes com Ações Judiciais 6.902 1.693 53.378 61.973Total 505.388 58.361 95.566 659.315(-) Provisão Créditos Liq. Duvidosa (97.873)Total 561.442

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Em dezembro de 2002, a média de dias das contas inadimplentes da Emissora era de 84,8 dias. Em dezembro de 2003, tal prazo passou para 69,5 dias e a meta para 2004 é que esse período seja de apenas 56,1 dias. Em junho de 2004, a Emissora apresentou média de 57,1 dias. A redução do prazo das contas a receber vencidas foi resultado da implantação de programas visando reduzir inadimplementos, que incluiu controle mais rígido das contas a receber e execução de cortes de energia dos clientes inadimplentes. Neste sentido, a média mensal de cortes de energia passou de 41.965 em 2002 para 72.160 em 2003. Em 2004, a média mensal já se encontra em 83.681 cortes.

Um dos projetos desenvolvidos na gerência de disciplina de mercado em 2002 foi o plano "Acerte a Conta" que teve como objetivo reduzir a inadimplência e disciplinar o mercado. O plano "Acerte a Conta" atingiu um universo total de 225.410 clientes, no qual foram emitidas cartas oferecendo planos de parcelamento.

A classe que mais aderiu ao plano foi a residencial, seguidas das classes comercial, rural e industrial. Os resultados obtidos foram os seguintes:

2002 2003 30.6.04 Total de Clientes com Pagamentos Parcelados 171.708 174.867 84.519 Valor Parcelado R$50.247 mil R$44.146 mil R$ 23.711 mil

9.13 Tarifas

9.13.1 Impactos da Implantação do Novo Modelo em Relação às Tarifas

Um dos objetivos do novo modelo do setor elétrico é a modicidade tarifária, por meio da contratação eficiente de energia para os consumidores regulados. Para tanto, as principais ações a serem implementadas são (i) proceder à compra de energia sempre por meio de leilões, na modalidade "menor tarifa"; (ii) contratar energia por licitação conjunta das distribuidoras (pool), visando obter economia de escala na contratação de nova energia, repartir riscos e benefícios dos contratos e equalizar tarifas de suprimento; (iii) contratar separadamente a energia de novas usinas (atendimento à expansão da demanda) e de usinas existentes, ambas por licitação.

De acordo com o novo modelo, as distribuidoras somente poderão contratar energia no ambiente de contratação regulada para atender o consumo de seus clientes cativos.

No ambiente de contratação regulada haverá dois tipos de tarifas de suprimento, uma será a Tarifa de Referência – TR, que representa a média de todas as compras de energia efetuadas no âmbito do pool, e a outra será a tarifa de aplicação, que representa o custo unitário que cada distribuidor irá pagar pela energia comprada no âmbito do pool. A relatividade entre essas tarifas será definida pelo MME.

Será garantido o repasse integral ao consumidor final da tarifa de aplicação associada ao suprimento, sendo mantida a atual metodologia de cálculo tarifário dos distribuidores utilizada pela ANEEL.

O novo modelo do setor elétrico também vinculou a realização de reajustes e revisões tarifárias à adimplência das distribuidoras quanto às obrigações intra-setoriais.

9.13.2 Metodologia Tarifária

Os preços praticados pela Emissora com seus consumidores foram inicialmente definidos no Contrato de Concessão e sua alteração está sujeita às normas expedidas pela ANEEL (vide "VIII. Efeitos da Ação Governamental nos Negócios e Regulamentação Específica – 8.3 Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica").

Conforme estabelecido na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão (Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços), são previstas duas formas ordinárias de atualização das tarifas de fornecimento junto aos consumidores finais, atendendo às condições de regulação por incentivo com limite de preço. Estas metodologias foram denominadas reajuste tarifário e revisão tarifária, com

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características e objetivos distintos, conforme abaixo descriminadas. A tabela a seguir apresenta um resumo com os últimos reajustes e revisões de tarifas de fornecimento da Emissora:

Ano Resolução Data Vigência Aumento (%) IGPM (%) 1999 077 22/04/1999 22/04/1999 5,31 7,92 1999 109 10/06/1999 10/06/1999 1,61 1999 08/07/1999 2,28 1999 07/08/1999 2,23 2000 109 22/04/2000 22/04/2000 11,10 13,74 2001 154 18/04/2001 22/04/2001 14,67 9,59 2002 218 18/04/2002 22/04/2002 13,17 9,39 2003 201 16/04/2003 22/04/2003 30,29 32,48 2004 112 20/04/2004 22/04/2004 11,12 5,08

9.13.3 Reajuste Tarifário

O regime tarifário tipo preço-teto estabelecido nos contratos de concessão das distribuidoras, consiste na fixação de um preço limite inicial pelo regulador a vigorar entre as revisões tarifárias periódicas. Durante este intervalo, referido preço-teto é reajustado anualmente pelo IGPM, menos um Fator X de produtividade. Excepcionalmente, para o período inicial, entre a assinatura do contrato de concessão e a primeira revisão periódica, o Fator X foi definido como igual a zero.

A Cláusula Sétima do Contrato de Concessão da Emissora define que os reajustes tarifários serão processados no mês de abril de cada ano, aplicando-se sobre as tarifas vigentes o IRT, capaz de definir uma nova receita para a concessionária suficiente para cobrir os novos custos representados por duas parcelas, a VPA e a VPB.

A VPA, que representa os custos não gerenciáveis, é formada pela RGR, pela CCC, pela CDE, pela Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e compra de energia. A VPB, que representa custos gerenciáveis, refere-se à receita, excluído o ICMS e corrigida pela inflação média através da variação do IGPM. Os valores a serem utilizados são aqueles nas condições da data de referência anterior (data do último reajuste) e os na data do reajuste em processamento.

A apuração do IRT, cujo objetivo é repor o poder de compra da tarifa, se dá pela fórmula paramétrica: IRT = [VPA1 + VPB0 * (IGPM-X) / RA0], onde: "VPA1" é o conjunto dos custos não gerenciáveis pelo concessionário; "VPB0" é o conjunto dos custos gerenciáveis pelo concessionário; "RA0" é a receita anual, excluindo as parcelas não reguladas correspondentes aos custos de geração e comercialização relativo aos consumidores livres optantes; e "X" é o número índice definido pela ANEEL.

Dessa forma, os aumentos de custos não gerenciáveis são passados às tarifas enquanto que os gerenciáveis recebem a correção pelo índice de inflação deduzidos do Fator X.

Os reajustes das tarifas da Emissora decorrente de condições contratuais ocorreram em 22 de abril dos anos de 1999, 2000, 2001 e 2002. No ano de 1999 ocorreu um outro reajuste de tarifa, desdobrado em três parcelas, autorizado pela ANEEL, motivado por alterações na política econômica do Governo Federal e da desverticalização do custo de suprimento.

9.13.4 Reajuste Tarifário Extraordinário para Recomposição da Receita

Em dezembro de 2001, foi autorizado o reajuste extraordinário para recomposição da receita das distribuidoras decorrentes das perdas do racionamento de energia elétrica. Referida recomposição tarifária extraordinária se dará por meio da aplicação às tarifas vigentes em 31 de dezembro de 2001, reconhecidas pela ANEEL da seguinte forma: 2,9% para os clientes residenciais (exceto baixa renda), rurais e iluminação pública, e 7,9% para os demais clientes.

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A recomposição tarifária extraordinária em 30 de junho de 2004, no valor de R$270.338 mil, foi registrada em contas a receber, sendo os efeitos reconhecidos contra resultado dos períodos correspondentes, conforme descrito a seguir:

R$ mil 30.6.04 Perdas com Racionamento no Exercício de 2001 (1) 167.554 Perdas com Racionamento em Janeiro e Fevereiro de 2002 (2) 43.307 Energia Livre Apurada em Junho de 2001 a Fevereiro de 2002 (3) 74.497 Atualização Monetária das Perdas com o Racionamento (4) 93.358 Atualização Monetária da Energia Livre (4) 17.154 (-) Recuperação das Perdas com o Racionamento (125.532) Total 270.338 Circulante 70.084 Realizável a Longo Prazo 200.254 (1) Refere-se à diferença entre a receita estimada, sem os efeitos da redução do consumo decorrente do Programa

Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, e a receita auferida pela concessionária para o período de junho a dezembro de 2001. O valor foi homologado pela Resolução ANEEL n.º 480, de 29 de agosto de 2002.

(2) Refere-se à diferença entre a receita estimada e a auferida para os meses de janeiro e fevereiro de 2002, conforme item anterior. O valor foi homologado pela Resolução ANEEL n.º 481, de 29 de agosto de 2002.

(3) Refere-se à energia gerada e não vinculada a contratos iniciais ou equivalentes entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, a ser recuperado como ressarcimento aos geradores. O valor foi contabilizado com base na Resolução ANEEL n.º 483, de 29 de agosto de 2002, no montante de R$63.187 mil, ajustado conforme a Resolução Normativa ANEEL n.º 001/04 no montante de R$8.643 mil e majorado pelos valores recuperáveis de PIS e COFINS, no montante de R$2.667 mil.

(4) O saldo apurado de perdas com racionamento sofre correção monetária pela Taxa Selic (acrescida de 1% ao ano até o montante de financiamento liberado do BNDES, conforme descrito abaixo).

A receita auferida a partir de janeiro de 2002, por meio dos reajustes da tarifários acima mencionados (2,9% e 7,9%), vem sendo alocada integralmente como recuperação do ativo regulatório e da energia livre registrado nas contas a receber. Com o advento das Resoluções n.º 36, de 29 de janeiro de 2003, e n.º 89, de 25 de fevereiro de 2003, a energia livre passou a ser amortizada a partir de fevereiro de 2003. O percentual de amortização da energia livre foi alterado a partir da Resolução Normativa ANEEL n.º 45, de 3 de março de 2004. A recomposição tarifária vigorará pelo período de 76 meses a partir de janeiro de 2002. O BNDES aprovou linha de crédito para financiamento de 90% dos valores de recuperação das perdas decorrentes do programa de racionamento no montante de R$204.154 mil. A Emissora recebeu R$41.463 mil em 1º de abril de 2002, R$124.000 mil em 16 de setembro de 2002 e R$38.691 mil em 5 de novembro de 2002. Vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.23 Contratos de Financiamento Relevantes ao Desempenho das Atividades da Emissora – 9.23.3 Contratos de Financiamento com o BNDES e Agentes Financeiros – Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º 02.2.080.3.1".

9.13.5 Revisão Tarifária Conforme a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a primeira revisão tarifária ordinária ocorreu um ano após o quarto reajuste tarifário anual concedido, no caso da Emissora em abril de 2003, e a partir de então, ocorrerá de quatro em quatro anos. No ano da realização da revisão tarifária não foi aplicada a fórmula paramétrica, nesta ocasião o índice de revisão foi definido levando em consideração as alterações na estrutura de custos, mercado e investimentos da concessionária, obtendo-se um preço limite reposicionado. Os valores das tarifas foram aumentados. Nesta ocasião, a ANEEL definiu o percentual de ganhos de eficiência que a concessionária obteve e quanto seria repassado para o consumidor através do Fator X, a ser utilizado nos reajustes dos anos subseqüentes (Cláusula Sétima – Oitava Subcláusula).

O processo de revisão tarifária é constituído por diversos elementos, tais como: (i) definição do ano teste: referência anual a ser adotada para determinar o conjunto de

informações, compreendendo os custos e o mercado que serão usados para se definir a receita requerida e a receita-base;

(ii) constituição da empresa de referência: determina os custos de operação e manutenção de uma empresa eficiente atuando nas condições de mercado e na aérea de concessão da distribuidora;

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(iii) retorno sobre base tarifária: a regulação econômica exige que se escolha a taxa de retorno adequada sobre o capital investido no setor elétrico, sendo que esta deve compensar os investidores pelos riscos assumidos ao empenharem capital para a concessionária; e

(iv) valoração dos ativos: estabelecida pela Resolução ANEEL n.º 493/2002. O índice de reposicionamento provisório da primeira revisão tarifária da Emissora foi de 31,8%, aplicado a partir de 22 de abril de 2003, conforme estabelece o Contrato de Concessão. Esse percentual compõe-se de 31,29% referente ao reposicionamento e 0,51% referente à recuperação de receitas decorrentes de custos adicionais ocorridos no período que antecedeu a revisão. A aplicação do percentual de reposicionamento foi diferenciada para cada classe de consumo, em função da política de eliminação progressiva dos subsídios cruzados. As tarifas de fornecimento da Emissora vigentes a partir de 22 de abril de 2003 foram homologadas pela Resolução ANEEL n.º 201/03. Em 20 de abril de 2004, foi editada a Resolução Homologatória n.º 101, da ANEEL, que estabeleceu o índice de reposicionamento provisório da primeira revisão tarifária da Emissora, em complemento ao publicado em 22 de abril de 2003, no montante total de 32,39%, sendo esta diferença incluída, a partir de então, como item de composição da parcela B, em cada reajuste subseqüente. Também em 20 de abril de 2004 foi editada a resolução homologatória n.º 112, da ANEEL, que estabelece o índice de reajuste tarifário de 2004, a ser aplicado a partir de 22 de abril de 2004, no montante total de 11,12%, composto das seguintes parcelas: 9,31%, correspondentes à aplicação da fórmula paramétrica que define o índice de reajuste tarifário, e 1,8%, referentes à recomposição de custos e ajuste da primeira revisão tarifária.

9.14 Serviços

Por força do Contrato de Concessão, a Emissora está sujeita aos regulamentos referentes à exploração dos Serviços, sendo responsável pela elaboração de projetos e execução de obras necessários ao fornecimento de energia elétrica até o ponto de entrega, bem como por operar e manter o seu sistema elétrico, sendo que tais serviços são remunerados através das tarifas de fornecimento de energia elétrica. Os serviços listados a seguir, e que são realizados a pedido do consumidor, são cobrados de acordo com a regulamentação da ANEEL: vistoria de unidade consumidora, aferição de medidor, verificação de nível de tensão, religação normal, religação de urgência e emissão de segunda via de fatura. A tabela abaixo demonstra a participação dos principais setores econômicos nas vendas físicas (GWh) realizadas pela Emissora:

Gênero de Indústria (GWh) 31.12.02 31.12.03 30.6.04 Fabricação de Produtos Têxteis 694 643 306 Fabricação de Produtos Alimentícios e Bebidas 245 268 134 Fabricação de Produtos de Mineração Não Metálicos 205 190 80 Preparação de Couro e Fabricação de Itens de Viagem e Calçados 125 143 73 Metalurgia Básica 77 101 60 Fabricação de Artigos de Borracha e Plástico 52 60 31 Fabricação de Produtos Químicos 50 44 25 Fabricação de Produtos de Metal (Exclusive Máq. e Equipamentos) 62 39 15 Fabricação de Veículos Automotores, Reboques e Carrocerias 28 33 18 Fabricação de Celulose, Papel e Produtos de Papel 21 29 14 Fabricação de Máquinas e Equipamentos 17 25 13 Extração de Petróleo e Serviços Correlatos 19 23 11 Confecção de Artigos do Vestuário e Acessórios 20 21 10 Extração de Minerais Não Metálicos 20 21 10 Outras Indústrias 11 16 10 Construção Civil 14 12 4 Fabricação de Móveis e Indústrias Diversas 7 7 3 Edição, Impressão e Reprodução de Gravações 6 6 3 Fabricação de Produtos de Madeira 4 5 2 Fabricação de Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos 4 4 2 Fabricação de Outros Equipamentos de Transporte 4 3 2 Fabricação de Coque, Refino de Petróleo, etc 2 2 1 Reciclagem de Sucatas Metálicas e Não Metálicas 1 1 1 Fabricação Instr. Médico-Hospitalar, Precisão, Ópticos e Automação Industrial 1 1 0,2

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9.15 Qualidade dos Serviços

9.15.1 Indicadores dos Serviços Técnicos

A qualidade dos serviços técnicos é controlada com base nos indicadores que refletem a freqüência e o tempo médio de interrupção do fornecimento de energia elétrica em todo o sistema elétrico da Emissora.

Indicadores DEC (que medem a duração equivalente de interrupções de fornecimento de energia elétrica por unidade consumidora) e FEC (que medem a freqüência equivalente de interrupções de fornecimento de energia elétrica por unidade consumidora) são apurados de acordo com a Resolução ANEEL n.º 24/00, que estabelece as disposições relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica às unidades consumidoras e metas a serem cumpridas em cada município do Estado do Ceará.

Indicadores DIC (que medem a duração de interrupção individual no fornecimento de energia elétrica por unidade consumidora), FIC (que medem a freqüência de interrupção individual no fornecimento de energia elétrica por unidade consumidora) e DMIC (que medem a duração máxima de interrupção continua no fornecimento de energia elétrica por unidade consumidora) também estão definidos na Resolução ANEEL n.º 24/00. Estes indicadores estão constando nas faturas mensais dos clientes desde janeiro de 2001 e os clientes poderão solicitar à concessionária a apuração dos indicadores DIC, FIC e DMIC a qualquer momento.

A Emissora está sujeita, ainda, às medições determinadas pelo indicador TMA – Tempo Médio de Atendimento (que mede o tempo transcorrido desde o recebimento da reclamação até a resolução do problema e o número de ocorrências no período).

9.15.2 Padrão de Serviços

O Contrato de Concessão obriga a Emissora a conservar e melhorar seus equipamentos e instalações, de modo a estar em conformidade com os padrões de qualidade, continuidade, segurança e confiabilidade estabelecidos ou a serem estabelecidos pela ANEEL para o serviço de distribuição de energia.

Dentre os parâmetros para verificação da qualidade do serviço prestado pela Emissora, destacam-se os indicadores de DEC (duração média equivalente de interrupções, medido em horas por unidade consumidora por ano) e FEC (freqüência média equivalente de interrupções, medida em número de interrupções por unidade consumidora por ano). Durante o ano de 2003, o valor DEC foi 16,38, ficando dentro do padrão definido pela ANEEL (30 horas), e o valor FEC foi 15,52, dentro do padrão da ANEEL (40 interrupções). A tabela abaixo mostra a duração e a freqüência das interrupções na rede de distribuição da Emissora para os períodos indicados.

Indicadores 2001 2002 2003 30.6.04 DEC (1) 24,96 20,66 16,38 15,73 FEC (2) 22,14 17,18 15,52 14,05 __________ Fonte: Emissora (1) Em horas por consumidor por ano. (2) Em número de interrupções por consumidor por ano.

9.15.3 Participação dos Consumidores

A Emissora tem o dever de manter um conselho de consumidores e fornecer informação adequada para que os consumidores saibam e reivindiquem seus direitos contra a Emissora. A Emissora também tem o dever de observar os direitos dos consumidores, tais como o direito de obter respostas rápidas às requisições de serviços, arquivamento de dados, requisições, reclamações e recomendações de consumidores. A Emissora tem o dever de providenciar relógios de medição sem qualquer custo aos consumidores residenciais.

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9.16 Penalidades De acordo com o disposto na Resolução ANEEL n.º 318/98, as infrações às disposições legais e contratuais relativas a prestação de serviços, implantação e operação de instalações de energia elétrica sujeitarão o infrator às penalidades de (i) advertência; (ii) multa; (iii) embargo de obras; (iv) interdição de instalações; (v) suspensão temporária de participação em licitações para obtenção de novas concessões, permissões ou autorizações, bem como de impedimento de contratar com a ANEEL e de recebimento de autorização para serviços e instalações de energia elétrica; (vi) revogação da autorização; (vii) intervenção administrativa; e (viii) caducidade da concessão. O valor das multas poderá variar de 0,01% até 2%, dependendo do tipo de infração verificada, calculada sobre valor do faturamento oriundo da venda de energia elétrica e prestação de serviços, relativos aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração. Na fixação do valor das multas serão consideradas a abrangência e a gravidade da infração, os danos para o serviço e para os usuários, a vantagem auferida pelo infrator e a existência de sanção nos últimos quatro anos. No caso de inadimplemento da Emissora no cumprimento das obrigações oriundas das penalidades sofridas, poderá o Poder Concedente declarar rescindido o Contrato de Concessão, ou encampar as ações de controle para posteriormente vendê-las em leilão público. A Emissora também poderá sofrer as penalidades impostas pela Resolução ANEEL n.º 24/00, caso a qualidade do serviço não atinja os indicadores DEF, FEC, DIC e FIC.

9.17 Tributos sobre os Serviços de Distribuição de Energia

A Emissora tem como fonte de renda a comercialização e distribuição de energia elétrica, adquirida no mercado. Além do imposto sobre a renda, a atividade de comercialização e distribuição de energia dá origem à obrigação de pagar outros tributos e encargos.

9.17.1 ICMS A comercialização de energia elétrica era tributada, antes da promulgação da Constituição Federal em vigor, pelo então denominado "imposto único sobre minerais", de competência da União. Com o advento da Constituição Federal de 1988, a produção, a importação, a circulação ou o consumo de energia elétrica passou a poder suscitar tributação por via do ICMS. Ocorre, no entanto, que em vista da característica peculiar da produção de energia elétrica, onde, apenas por ficção, pode esta ser considerada "mercadoria", a distribuidora, conquanto importante no contexto, não pode ser considerada contribuinte do ICMS porque, a rigor, não pratica operação mercantil. A Emissora, ao colocar a energia elétrica à disposição do consumidor final, não obstante, assume a condição de "responsável" pelo recolhimento do ICMS, i.e., paga o tributo a título alheio, por conta do consumidor final, que, na verdade, é o contribuinte de fato e de direito do tributo. No Estado do Ceará , o consumo de energia elétrica é tributado à alíquota de 25% abrangendo todas as classes de consumidores, exceto: classe residencial com consumo até 140KWh – Baixa Renda; classe de produtor rural e órgãos públicos estaduais. A partir de janeiro de 2004, foi criado o Fundo de Combate à Pobreza (FECOP) que elevou em 2% a alíquota do ICMS incidente sobre energia elétrica. Ao contrário das vendas de energia elétrica para dentro do estado, o ICMS não incide sobre operações interestaduais com energia elétrica, quando destinada à comercialização ou industrialização. O recolhimento do ICMS dos anos de 2002 a 2004 pode ser demonstrado como segue:

Ano-Calendário Valor (R$ mil) 2002 219.847 2003 270.889 1º Semestre de 2004 177.758 Total 668.494

9.17.2 PIS e COFINS

Existem dois tributos incidentes sobre o faturamento das pessoas jurídicas (entendendo-se como tal a receita bruta mensal auferida), a título de contribuição social: o PIS e a COFINS. Estes tributos incidem sobre a receita bruta mensal das pessoas jurídicas, com alíquota combinada de 3,65% até novembro de 2002. A partir de dezembro de 2002, o PIS passou a ser calculado com base na

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sistemática da não cumulatividade que consiste na apuração do valor a pagar com a possibilidade de abater créditos oriundos de aquisições de matérias primas, serviços, entre outros. A alíquota do PIS passou a ser de 1,65%. A COFINS passou a ser calculada com base na sistemática da não cumulatividade a partir de fevereiro de 2004 com base em uma alíquota de 7,6%. Atualmente, as contribuições para o PIS e COFINS possuem alíquota combinada de 9,25% sem considerar os créditos passíveis de diminuição.

O recolhimento do PIS e da COFINS dos anos de 2002 a 2004 pode ser demonstrado como segue:

PIS Ano-Calendário Valor (R$ mil)

2002 7.765 2003 12.774 1º Semestre de 2004 5.822 Total 26.361

COFINS Ano-Calendário Valor (R$ mil)

2002 36.517 2003 48.117 1º Semestre de 2004 24.855 Total 109.489

9.17.3 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão

Os encargos de uso do sistema de transmissão devem ser suficientes para a prestação dos serviços de transmissão e são devidos às respectivas concessionárias de transmissão e ao ONS. Estes encargos são devidos por todos os usuários das instalações de transmissão classificadas como Rede Básica, calculados com base nos montantes de uso contratados ou verificados, por ponto de conexão, obedecendo a seguinte fórmula: Ec = Tp x Up + Tfp x Ufp, onde: "Ec" é o encargo mensal pelo uso dos sistemas de transmissão, em R$; "Tp" e "Tfp" são tarifas de uso do sistema de transmissão nos horários de ponta e fora de ponta, em R$/kW, respectivamente; e "Up" e "Ufp" são os montantes do uso nos horários de ponta e fora de ponta, em kW, respectivamente.

O valor da despesa da Emissora com este encargo no primeiro semestre de 2004 foi de aproximadamente R$39.610 mil.

A Emissora não possui receitas referentes ao uso do sistema de transmissão.

9.17.4 Quota de Reserva Global de Reversão – RGR

O fundo de RGR foi criado pela Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, com objetivo de arrecadar recursos necessários para as indenizações pelas propriedades e instalações existentes no final da concessão, caso a mesma seja extinta ou não seja renovada. A RGR foi prorrogada pela Lei n.º 10.438/02, que prevê sua extinção para o final do exercício de 2010, cabendo à ANEEL proceder à revisão tarifária para que os consumidores sejam beneficiados pela extinção do encargo.

A reversão do patrimônio da concessionária ao término da concessão far-se-á com a indenização das parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido.

Em fevereiro de 1999, a ANEEL, por meio da Resolução ANEEL n.º 23/99, revisou as taxas de contribuição à RGR e determinou que as companhias prestadoras de serviços públicos de eletricidade contribuíssem, mensalmente, em parcelas recolhidas no dia 15 do mês seguinte ao de competência, a uma taxa anual equivalente a 2,5% do investimento pro rata temporis, observado o limite de 3% das receitas anuais de cada concessionária.

O referido investimento é composto pelo saldo pro rata do ativo imobilizado utilizado na prestação do serviço (desconsiderando o ativo intangível), deduzidas a depreciação acumulada, as doações e subvenções para investimentos e obrigações especiais, a reversão, amortização, a contribuição do consumidor e a participação da União, todos estes valores relativos ao respectivo período contábil.

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A Lei n.º 10.438/02 também dispõe que o atraso do pagamento da RGR implicará a incidência de juros de mora de 1% ao mês e multa de até 5%, a ser fixada pela ANEEL, respeitado o limite máximo admitido pela legislação em vigor. O artigo 7º da Resolução ANEEL n.º 23/99 prevê que as quotas da RGR terão por finalidade prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica, na hipótese de uma concessão ser extinta ou não ser renovada. Na hipótese de nenhuma concessão ser extinta ou não ser renovada, a RGR será utilizada principalmente para financiar os projetos de geração e distribuição de energia elétrica. Cabe à Eletrobrás definir os procedimentos a serem observados pelas concessionárias e permissionárias para habilitarem-se à obtenção de financiamentos com recursos da RGR.

9.18 Propriedade Intelectual 9.18.1 Visão Geral

Os direitos de propriedade intelectual abrangem dois grandes grupos: a propriedade industrial, representada pelas marcas e patentes mas incluindo também o nome comercial e os segredos de comércio e indústria, e os direitos autorais, em que se incluem os programas de computador e as criações literárias, artísticas e sonoras. Segundo a Lei n.º 9.279, de 14 de maio de 1996, o direito à exclusividade do uso de uma marca surge com o registro validamente expedido pelo INPI, autarquia autônoma vinculada ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior. O prazo de validade do registro é de dez anos, renovável por iguais períodos desde que o titular não deixe de utilizar a marca por mais de cinco anos e mediante o pagamento de uma taxa decenal. O INPI também é o responsável pela análise e concessão de patentes aos inventores de produtos ou processos que sejam novos, tenham aplicação industrial e sejam inventivos, ou seja, não sejam óbvios para um especialista no assunto. As patentes não são renováveis e asseguram a seu titular o direito de explorá-las com exclusividade por 15 ou 20 anos da data do depósito, conforme sejam patentes de invenção ou modelos de utilidade. Além disso, é assegurado um prazo mínimo de exclusividade de dez anos para as patentes de invenção e sete anos para os modelos de utilidade, contados da data da concessão. A proteção dos programas de computador e criações literárias, artísticas e sonoras está assegurada, respectivamente, pelas Leis n.º 9.609 e n.º 9.610, ambas de 19 de fevereiro de 1998. Os programas de computador são protegidos por 50 anos a partir do início do ano subseqüente ao da sua publicação ou, não sendo publicado, do de sua criação. Já os direitos sobre criações artísticas perduram por 70 anos, contados do início do ano subseqüente ao da morte do autor da obra.

9.18.2 Marcas e Patentes De acordo com o banco de dados eletrônico do INPI, a Emissora é titular do registro (i) da marca nominativa "Coelce", registrada no INPI em 15 de março de 1998, sob o n.º 812507533, na classe 37:35, válido até 15 de março de 2008; e (ii) da marca mista "Coelce", registrada no INPI em 24 de abril de 1990, sob o n.º 812525035, na classe NCL (7) 39, válido até 24 de abril de 2010. A Emissora não possui patentes depositadas ou concedidas.

9.18.3 Programas de Computador A Emissora utiliza somente programas de computador e tecnologia licenciada ou desenvolvida por terceiros e que não violam os direitos de tais terceiros.

9.18.4 Direitos Autorais Toda a documentação elaborada pela Emissora e seus subcontratados, fornecedores e fabricantes, incluindo todas as especificações, planos, programações, desenhos e outros documentos finais referentes à Emissora são ou tornar-se-ão propriedade exclusiva da Emissora quando forem concluídos e pagos. A mídia impressa e audiovisual utilizada pela Emissora é produzida por agências contratadas caso a caso e que não detém qualquer direito sobre as obras finais produzidas.

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9.19 Seguros 9.19.1 Seguros de Riscos Operacionais

A Emissora possui um seguro de riscos operacionais (apólice n.º 0100000430), contratado com Unibanco AIG – Seguros & Previdência, cujo valor de indenização máxima é de US$5 milhões para quebra de máquina, R$25 milhões para danos materiais e R$25 milhões para terremotos, sendo o valor em risco total de US$164.859.240,00 . A vigência do seguro é de um ano, com início em 31 de dezembro de 2003 e término em 31 de dezembro de 2004.

O objeto segurado contempla prédio, mercadorias, matérias-primas, equipamentos, máquinas, móveis, objetos, utensílios e instalações que constituem os estabelecimentos segurados e respectivas dependências. Os sinistros cobertos englobam danos materiais, quebra de máquinas e cobertura de perda de receita.

Os riscos excluídos são os resultantes de (i) guerra, invasão, ato de inimigo estrangeiro, hostilidades ou operações bélicas, guerra civil, insurreição, rebelião, revolução, conspiração ou ato de autoridade militar ou de usurpadores de autoridade; (ii) atos maliciosos de qualquer pessoa, quando agindo em ligação com qualquer organização política, religiosa ou ideológica e outras que visem a instigar a queda do governo de jure ou de fato, por meio de atos de terrorismo ou subversão; (iii) desapropriação permanente ou temporária decorrente de confisco, nacionalização, arresto e requisição por ordem de autoridade legalmente constituída; (iv) efeitos de materiais e de armas nucleares, radiações ionizantes ou de contaminação proveniente de radioatividade de qualquer combustível nuclear ou de qualquer resíduo nuclear, resultante de fissão nuclear, bem como custo de contaminação; (v) roubo ou furto, ou simples desaparecimento; (vi) falta de entrada de eletricidade, combustível, água, gás, vapor ou qualquer matéria prima utilizada no processo, causado por ocorrência fora do local descrito na apólice; reparos, substituições e reposições normais; (vii) operações de transporte ou translação dos bens segurados fora do recinto ou local de funcionamento expressamente indicada na apólice; (viii) falhas ou defeitos preexistentes à data de início de vigência do seguro e que já eram do reconhecimento do segurado, ou seus prepostos, independentemente de serem ou não do conhecimento da seguradora; (ix) atos propositais, ação ou omissão dolosa do segurado, seus diretores, ou de quem em proveito e por determinação do segurado atuar; (x) qualquer tipo de responsabilidade do fornecedor ou fabricante perante o segurado por força de lei ou de contrato; (xi) desgaste pelo uso, deterioração gradativa de qualquer parte do objeto segurado, inclusive quaisquer efeitos ou influências atmosféricas, oxidação, ferrugem, escamações, incrustações, cavitação e corrosão de origem mecânica, térmica ou química; (xii) sobrecarga, entendendo como tal as situações que superam as especificações fixadas em projeto para operação das máquinas, equipamentos ou instalações seguradas, excetuando-se os danos materiais de demais bens; (xiii) manutenção inadequada que não atende às recomendações mínimas estabelecidas pelo fabricante; (xiv) defeito de fabricação de material, erro de projeto; (xv) erro de montagem, falta de qualificação técnica, negligência e sabotagem; (xvi) desintegração por força centrífuga, curto circuito (dano elétrico); (xvii) vendaval e queda de granizo, no que se refere às máquinas e equipamentos; (xviii) explosão física ou seca, ocorrida dentro do bem segurado, entendendo-se como tal o rompimento ou deformação das paredes de um recipiente com gás, vapor ou líquido, em conseqüência exclusiva das forças de expansão ou compressão interna desses gases, vapores ou líquidos, que venham a provocar um equilíbrio súbito e imprevisto entre as pressões interna e externa desse mesmo recipiente; (xix) defeito mecânico ou elétrico; (xiv) infidelidade de funcionários ou atos desonestos ou maliciosos ou dolo da direção da empresa ou administração superior do segurado; e (xx) mercadorias ao ar livre, exceto as inerentes à atividade do risco e às construções tipo galpão de Vinilona em assemelhados.

Os bens não segurados abrangem (i) papéis de crédito, obrigações em geral, títulos ou documentos de qualquer espécie, selos, moeda cunhada, papel moeda, cheques, letras, livros de contabilidade e quaisquer outros livros comerciais; (ii) terrenos, matéria-prima estocada ou em processo de beneficiamento ou de concentração, produtos acabados; (iii) aeronaves de qualquer tipo e embarcações; (iv) veículos automotores destinados ao transporte de carga e/ou passageiros e licenciados para uso em via pública; (v) barragens, água estocada, estrada, ramais, estradas de ferro, árvores, gramados, florestas e animais; (vi) minas subterrâneas e outras jazidas abaixo da superfície do solo; (vii) bens em trânsito fora do local segurado; e (viii) equipamentos de perfuração de poços

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de petróleo e/ou gás; (ix) embarcações de mais de 15 metros de comprimento que não sejam "pontones"; (x) animais, aves, ou peixes; (xi) toda locomotiva ou material ferroviário; (xii) explosivos; e (xiii) linhas de transmissão e/ou de distribuição, inclusive torres e postes.

O valor total do prêmio líquido, de US$70 mil, incluindo 7% de IOF, já foi inteiramente quitado. A franquia em caso de uso do seguro é de US$250 mil para danos materiais e US$200 mil para danos à terceiros e riscos catastróficos, nos quais a Emissora possa ser responsabilizada.

9.19.2 Seguros de Transportes Internacionais

A Emissora possui seguro de transportes internacionais com Vera Cruz Seguradora (apólice n.º 220/3008/0000017/01), relativa a viagens aquaviárias, terrestres e aéreas. O limite de indenização da apólice é de US$400 mil e a vigência da apólice é de 1º de janeiro de 2004 a 1º de janeiro de 2005.

Os objetos segurados são os bens inerentes ao ramo de atividades da Emissora, acondicionados de forma adequada à respectiva natureza, consistindo, principalmente, em isoladores, cabos, selos de segurança, parafusos e materiais elétricos.

Os sinistros cobertos incluem (i) viagens terrestres, incluindo percursos complementares; (ii) viagens aéreas; e (iii) viagens marítimas. A cobertura do seguro termina no local de destino, com a entrega das mercadorias no estabelecimento do segurado ou em armazém de terceiros, mencionados na relação de embarques, sendo ainda coberta a permanência das mercadorias na área portuária, pelos prazos de 60 dias, quando se tratar de portos marítimos, e 30 dias, quando se tratar de aeroporto e alfândega terrestre, contados da data da descarga.

Os prêmios, em dólares dos Estados Unidos da América, são pagos mensalmente de acordo com os embarques realizados, respeitando o valor mínimo mensal de US$500,00 e as franquias variam em função da natureza da mercadoria importada e respectiva embalagem, conforme tarifa oficial em vigor, observadas ainda as disposições das cláusulas específicas de franquia para seguros de transportes internacionais e nacionais.

9.19.3 Seguros de Transportes Nacionais

A Emissora possui seguro de transportes nacionais com Vera Cruz Seguradora (apólice n.º 210/3008/0000009/01), relativa a viagens realizadas entre quaisquer localidades no território brasileiro, inclusive dentro dos perímetros urbano e suburbano de referidas localidade, sendo que o limite de indenização é de R$500 mil. A vigência do seguro é de 1º de janeiro de 2004 a 1º de janeiro de 2005.

Os objetos segurados são as mercadorias do ramo de atividade da Emissora (vendas CIF e compras FOB) transportadas sob sua responsabilidade, consistindo principalmente em equipamentos elétricos de subestação (transformadores de força, disjuntores, religadores, regulares, TC, TP), instrumentos de medição, termovidores, medidores de fator de potência, acondicionados de forma adequada à respectiva natureza.

A apólice cobre prejuízos que a Emissora venha a sofrer em conseqüência de perda ou dano material sofridos pelo objeto segurado, em conseqüência de quaisquer causas externas, exceto: (i) atos ilícitos do segurado, beneficiários e/ou de seus representantes ou prepostos; (ii) vazamento comum, perda natural de peso ou de volume, desgaste natural do objeto segurado; (iii) insuficiência ou inadequação de embalagem ou preparação imprópria do objeto segurado, quando o acondicionamento for realizado antes do início da cobertura do seguro, pelo segurado ou seus prepostos; (iv) vício próprio ou pela natureza do objeto segurado; (v) atraso, mesmo causado por risco coberto; (vi) insolvência ou inadimplemento financeiro dos proprietários, administradores, fretadores ou operadores do navio ou aeronave; (vii) falta de condições de navegabilidade do navio ou embarcação e de inaptidão do navio, da embarcação, da aeronave, do veículo, do container ou liftvan ou de outro meio de transporte utilizado para transportar com segurança o objeto segurado, se o segurado ou seus prepostos tiverem conhecimento de tais condições de inavegabilidade ou inaptidão no momento em que objeto segurado é embarcado; (viii) uso de qualquer arma de guerra, fissão e/ou fusão atômica ou nuclear ou outra reação similar ou força ou matéria radioativa; (ix) contaminação, poluição e perigo ambiental causados pelo objeto segurado; (x) danos morais; (xi) quaisquer eventos durante a permanência do objeto segurado nos armazéns de propriedade, administração, controle ou influência

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do segurado, do embarcador, do consignatário, do destinatário, do despachante ou de seus agentes, representantes ou prepostos; (xii) transbordo e desvio de rota voluntários; (xiii) guerra, guerra civil, revolução, rebelião, insurreição ou comoção civil resultantes das mesmas, ou qualquer ato de hostilidade de ou contra uma potência beligerante; (xiv) captura, apreensão, arresto, restrição ou detenção (exceto pirataria), e suas conseqüências ou qualquer tentativa visando às mesmas; (xv) confisco, nacionalização, requisição ou apropriação antecipada; (xvi) minas, torpedos e bombas abandonadas ou outras armas de guerra abandonadas; (xvii) grevistas, trabalhadores em lock-out, pessoas participantes de distúrbios trabalhistas, tumultos ou comoções civis; (xviii) greve, lock-outs, distúrbios trabalhistas, tumultos ou comoções civis; (xix) qualquer ato de terrorista ou pessoa agindo por motivo político; e (xx) multas, assim como obrigações fiscais, trabalhistas e/ou judiciais. Os prêmios, em reais, são pagos mensalmente respeitando o valor mínimo mensal de US$500,00 de acordo com os embarques de mercadorias realizados, nos quais é cobrada taxa de 0,04%, não havendo aplicação de quaisquer franquias.

9.19.4 Seguro de Responsabilidade Civil Geral A Emissora é co-segurada em apólice de seguro de responsabilidade civil com Bradesco Seguros S.A., juntamente com CIEN, CDSA, Ingendesa do Brasil Ltda., Synapsis e CAM, tendo a CERJ como segurada principal. A importância segurada é no montante de US$171.405.000,00 e a vigência da apólice é de 30 de junho de 2004 a 30 de junho de 2005. A cobertura do seguro abrange todas as instalações e atividades essenciais e/ou acessórias necessárias para o exercício das atividades de (i) geração de energia elétrica; (ii) distribuição e transporte de energia elétrica; e (iii) diversificação, abrangendo (a) produção, transporte e venda de gás; (b) fornecimento e tratamento de águas; (c) exploração de minas de carvão, transporte e venda deste produto; (d) exploração de portos; (e) telecomunicações; (f) projeto e construção de equipamentos, instalações e fábricas para uso próprio e de terceiros; e (g) exploração de instalações de aqüicultura. O valor total do prêmio está para ser definido pelo IRB. A franquia é de US$200 mil, exceto para as atividades de operações e de manutenção a cargo de empreiteiros e subempreiteiros, para as quais a franquia é de US$3.000 mil, dedutível por sinistro.

9.20 Aspectos Sócio-Ambientais 9.20.1 Programas Ambientais

A Emissora tem o compromisso de preservação do meio ambiente e a garantia do desenvolvimento sustentável da região onde atua. Neste sentido, a Emissora é parte dos seguintes projetos de proteção ao meio ambiente: (i) Manejo Sustentável da Vegetação de Mata Atlântica Sob Linhas de Transmissão de Energia

Elétrica: desenvolvido em parceria com a UFC, SEMACE e Frutal, visa aperfeiçoar o processo de uso das áreas sob linhas de transmissão de energia elétrica para minimizar a degradação da biodiversidade e do solo em áreas restritas da Mata Atlântica no Nordeste brasileiro, no caso, o maciço de Baturité. Este projeto foi iniciado em maio de 2002 e prevê a aplicação de um total de R$818 mil até julho de 2005, em três contratos anuais: R$372 mil em 2003, R$299 mil em 2004 e R$146 mil em 2005. A execução do projeto é uma referência em todo o território nacional para utilização e preservação de áreas sob linhas de transmissão;

(ii) Desenvolvimento e Aplicação de Metodologias Voltadas à Amenização da Ação Eólica Sedimentar junto à Rede Elétrica na Zona Costeira do Estado do Ceará: iniciado em setembro de 2003, em parceria com a UFC, SEMACE e Frutal, visa desenvolver e aplicar metodologias e técnicas com a finalidade de amenizar a ação das dunas móveis sobre a rede de distribuição de energia elétrica na zona costeira do Estado do Ceará. A Emissora vem estudando a atuação da dinâmica dos ventos para subsidiar o processo de revegetação, que será utilizado para amenizar a ação dos ventos junto à rede elétrica sem causar danos ao meio ambiente;

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(iii) Eficiência Energética do Distrito de Irrigação Jaguaribe-Apodi: iniciado em outubro de 2003, este projeto tem por objetivo a redução do consumo de água e a conseqüente redução do consumo de energia elétrica, através da impermeabilização de 15 tanques de armazenamento de água e da otimização do sistema de irrigação. A impermeabilização dos tanques de armazenamento de água proporcionará uma economia de 12.000 mil m³ de água por ano e uma redução no consumo de energia elétrica da ordem de 5.700MWh/ano. A otimização do sistema de irrigação dar-se-á através da modernização dos pivôs centrais, aumentando a eficiência de irrigação, e da troca dos conjuntos de eletrobombas existentes por bombas de maior eficiência e motores de alto rendimento. A redução no consumo de energia elétrica nesta etapa será de aproximadamente 2.600MWH/ano. Este conjunto de ações proporcionará aos irrigantes do Distrito de Irrigação Jaguaribe-Apodi uma redução no consumo de energia elétrica em torno de 8.300MWH/ano e uma economia da ordem de R$350.000,00 por ano, propiciando ao produtor agrícola uma significativa redução dos custos de produção. O investimento total será de R$2.327 mil. A implementação deste projeto promoverá uma significativa redução no consumo de água, elemento essencial para a preservação do meio ambiente, levando-se em consideração as condições de aridez apresentadas no Nordeste e, em especial, no Estado do Ceará;

(iv) Coelce nas Escolas: programa de educação ambiental desenvolvido nas escolas da rede pública de ensino (municipais e estaduais) desde 1999. Tem como objetivo ampliar a consciência de professores e alunos sobre a importância de usar da melhor forma a energia elétrica e divulgar amplamente atitudes com este fim, através do programa de educação ambiental "A Natureza da Paisagem – Energia Recurso da Vida", desenvolvido pelo CIMA, em parceria com o PROCEL. O projeto conta com a participação de 141 escolas, 936 professores, 215.765 alunos, com investimentos que totalizam R$395 mil;

(v) Plano de Gerenciamento de Resíduos: em maio de 2003 teve início o projeto para elaboração do plano de gerenciamento de resíduos da Emissora com o objetivo de estabelecer procedimentos adequados com critérios ambientalmente seguros no tocante ao armazenamento, transporte e disposição final dos resíduos e adequar as atividades da concessionária às normas e legislação ambiental pertinentes. A primeira etapa do projeto abrangeu todas as unidades da Emissora instaladas em Fortaleza e na Região Metropolitana, além de empresas prestadoras de serviços. Para cada unidade foi realizado um inventário dos resíduos gerados, em forma detalhada, envolvendo a classificação, a forma de acondicionamento e a destinação atual dos resíduos gerados. A partir do inventário de resíduos foram elaborados Planos de Gerenciamento de Resíduos, com a finalidade de possibilitar ações ambientalmente seguras no tocante às etapas de armazenamento, acondicionamento, transporte e disposição final. A execução deste projeto busca garantir o uso racional dos recursos e minimizar impactos ambientais. O valor total do projeto é de R$48,2 mil.

9.20.2 Atuação Social e Cultural A Emissora vem consolidando cada vez mais sua imagem como empresa comprometida com o desenvolvimento sócio-cultural do Ceará. Apenas no ano de 2003, a Emissora investiu R$343 mil em projetos sócio-culturais com recursos próprios e mais de R$5.000 mil através da Lei Estadual de Incentivo à Cultura – Lei Jereissati, Lei Rouanet, do Fundo Estadual da Cultura e do Fundo Municipal para a Criança e o Adolescente e do Fundo Estadual da Cultura. Entre os principais eventos apoiados estão o Festival de Jazz e Blues de Guaramiranga, Cine Ceará e Festival Nordestino de Teatro, além de projetos como o Brasil 500 Anos, o livro Brasil Sem Fronteiras, da editora Tempo de Imagem e o filme Nas Escadarias do Palácio, do cineasta Rosemberg Cariri. A Emissora foi parceira também de projetos como o Encine, Casa do Conto, a Escola de Música de Guaramiranga, o grupo Bailarinos de Cristo e o Jornal do Estudante, que beneficiaram crianças e adolescentes de comunidades carentes, dando-lhes acesso à educação, arte e profissionalização. Dessa forma, a Emissora mantém-se alinhada ao objetivo principal do Programa de Incentivo à Cultura, desenvolvido desde 1998, que é dar prioridade ao apoio a projetos voltados para o bem-estar e geração de oportunidades para crianças e adolescentes de comunidades carentes de todo o Estado do Ceará.

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Além disso, foram também incentivados projetos que promoveram a cultura cearense, bem como os artistas locais. Um outro destaque foi o lançamento do CD Coral das Luzes, composto por funcionários e ex-funcionários da Emissora, mostrando que a empresa está preocupada com a formação humana integral de seus colaboradores. Como resultado de seu Programa de Incentivo à Cultura, a Emissora se destacou como parceira dos promotores culturais e apoiadora de manifestações artísticas nas diferentes áreas: teatro, dança, música, cinema, artesanato, esportes, festas tradicionais, fotografia e xilogravura, entre outras. Até mesmo em pesquisa de imagem com formadores de opinião externos e internos da Emissora, a Emissora foi apontada como a empresa cearense que mais investiu em cultura, beneficiando centenas de jovens das comunidades de baixo poder aquisitivo. O reconhecimento pelo seu papel social pode ser comprovado, inclusive, através da conquista, pela segunda vez, do Prêmio Delmiro Gouveia de Desempenho Social. Preocupada com a formação infantil, a empresa deu continuidade ao Projeto Coelce nas Escolas, levando através do espetáculo teatral "As aventuras do Lampinha" orientações sobre como evitar acidentes e combater o desperdício quando o assunto é energia. No período de 2002-2003, o super-herói Lampinha e sua turma visitaram 284 escolas públicas e privadas em Fortaleza, distribuindo kits com camiseta, boné, revista educativa, caneta e protetor de tomada, beneficiando diretamente 236 mil crianças, entre cinco e nove anos.

9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades 9.21.1 Contrato de Concessão

Em 13 de maio de 1998, a Emissora e a União, por intermédio da ANEEL, celebraram o Contrato de Concessão. A Concessão foi publicada no Diário Oficial da União de 28 de janeiro de 1998, tendo vigência de 30 anos, contados a partir da data de assinatura do Contrato de Concessão, com término previsto para 13 de maio de 2028, com possibilidade de prorrogação por igual período, mediante requerimento de prorrogação apresentado pela Emissora até 36 meses antes do término do prazo do Contrato de Concessão, e sua aprovação pelo Poder Concedente. O Contrato de Concessão estabelece que a exploração dos Serviços constitui concessão individualizada para a área concedida. Também é estipulado que a exploração dos Serviços deverá ser realizada como função de utilidade pública prioritária, comprometendo-se a Emissora a somente exercer outra atividade empresarial com prévia comunicação à ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica. A Emissora é obrigada a realizar por sua conta, até o limite dos investimentos estabelecidos pela legislação, projetos e obras necessárias ao fornecimento de energia elétrica aos interessados, até o ponto de entrega, obedecendo normas do Poder Concedente. Nos termos do Contrato de Concessão, a Emissora obrigou-se a aplicar anualmente, no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisas e desenvolvimento do setor elétrico, e, no mínimo, 0,25% em programas que tenham por objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica no uso final. Para tanto, a Emissora deve ainda apresentar à ANEEL, anualmente, um programa de metas físicas e financeiras, sob pena de, no caso de omissão, ficar sujeita a multa em valor equivalente ao valor mínimo a ser aplicado. O Contrato de Concessão ainda prevê a ampliação e modificação das instalações existentes e expansão da rede com intuito de atender à demanda futura do mercado. A Concessão confere subsidiariamente à Emissora, de modo a permitir a prestação dos serviços objeto do Contrato de Concessão, entre outras prerrogativas, a utilização de terrenos públicos; a promoção de desapropriações e instituição de servidões, arcando com as indenizações; e a construção de estradas e implantação de sistemas de telecomunicação. As tarifas máximas cobradas pela Emissora na distribuição de energia serão reajustadas anualmente, ou em período menor, caso a legislação venha permitir, ou mesmo pela própria ANEEL, entre outros casos, e devem ser homologadas pela ANEEL, não sendo vedada, contudo, a prática de tarifas mais baixas, desde que não comprometam a qualidade da prestação dos Serviços.

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A fiscalização da exploração da prestação dos Serviços compete à ANEEL, cabendo ao Estado do Ceará competência residual na fiscalização dos Serviços. Em caso de verificação de irregularidades na prestação dos Serviços que afetem a qualidade dos mesmos, a ANEEL pode intervir na Concessão, para assegurar a adequada prestação dos Serviços. Em caso de descumprimento das obrigações assumidas no Contrato de Concessão, a Emissora fica sujeita às penalidades previstas em lei incluindo advertência, multas de até 2% do valor do faturamento nos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração e, em casos extremos, perda da Concessão. A Emissora obrigou-se a submeter à prévia aprovação da ANEEL qualquer alteração do estatuto social que implique a transferência de ações ou mudança do controle acionário da Emissora. Para dirimir as controvérsias oriundas do Contrato de Concessão foi eleito o foro da Justiça Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento de suas obrigações previstas no Contrato de Concessão.

9.21.2 Contratos de Operação Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – CGTF Em 31 de agosto de 2001, a Emissora e a CGTF celebraram contrato de compra e venda de energia elétrica, conforme alterado por aditamentos, por meio do qual a Emissora se obrigou a comprar e adquirir, no ponto de referência do submercado da Emissora, uma quantidade anual de energia equivalente a 2.690 GWh por um período de 20 anos, contado a partir de 27 de dezembro de 2003. Atualmente, o contrato permanece sem garantias. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas. Contrato de Compra e Venda de Energia – CHESF A Emissora celebrou contrato de compra e venda de energia com a CHESF em 27 de janeiro de 2000. O contrato prevê a compra e venda de energia e demanda contratada até 31 de dezembro de 2005. Para o ano de 2004, a Emissora contratou demanda equivalente a 617,050MWh/h com energia contratada média de 467,605MW, decorrente de aditivo contratual assinado em 19 de fevereiro de 2004. Em 2005, a demanda contratada é de 293,875MWh/h e a energia contratada média é de 222,75MW. Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora vinculou parte de sua receita, obrigando-se a manter nas instituições financeiras intervenientes ao contrato de constituição de garantia uma arrecadação mensal mínima de 110% da média aritmética do valor das três últimas faturas. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas. Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – Leilão CHESF Em leilão público em 16 de setembro de 2002, a Emissora adquiriu da CHESF 10,0MW médios, correspondentes a 20 lotes de energia. Referida aquisição foi formalizada por meio da assinatura de contrato de compra e venda de energia elétrica celebrado pelas partes em 23 de setembro de 2002. A entrega da energia adquirida no leilão n.º 001/002 MAE iniciou-se em 1º de janeiro de 2003 e tem prazo de duração de 72 meses a partir desta data. Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora vinculou parte de sua receita, obrigando-se a manter nas instituições financeiras intervenientes ao contrato de constituição de garantia assinado entre a Emissora e a CHESF, uma conta corrente que totalize 100% dos valores a serem pagos mensalmente à CHESF. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas. Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – CIEN Em 14 de outubro de outubro de 2002, a Emissora celebrou com a CIEN contrato de compra e venda de energia elétrica no montante de 106MW médios para o ano de 2003, e de 54MW médios para o ano de 2004. O suprimento da energia contratada teve início em 1º de janeiro de 2003 e tem duração de dois anos, encerrando-se em 31 de dezembro de 2004.

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Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora celebrou o Contrato de Constituição de Garantia de Pagamento e Fiel Cumprimento das Obrigações, por meio do qual a Emissora vinculou parte de sua receita, obrigando-se a manter nas instituições financeiras intervenientes ao contrato, uma arrecadação mensal mínima de 100% dos valores a serem pagos mensalmente à CIEN. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas. Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica de Fonte Eólica A Emissora é parte em contratos de compra e venda de energia elétrica de fonte eólica com a Wobben cujos valores e montantes de energia envolvidos são irrelevantes, comparados com as demais fontes de suprimento de energia da Emissora. Estes contratos não possuem montantes fixos de energia, sendo o valor mensal a ser faturado igual a energia medida na usina. Contrato de Suprimento de Energia Elétrica – Energyworks Em 27 de março de 1998, a Emissora celebrou com a Energyworks contrato de suprimento de energia elétrica, conforme alterado por aditamentos posteriores, no montante máximo de 3,10MW de potência disponibilizada e de 22.766MWh de energia elétrica associada. O suprimento da energia contratada tem duração de 15 anos contados da assinatura do contrato, sendo que o contrato permaneceu suspenso no período de 1º de junho de 2001 até 28 de fevereiro de 2002, data de encerramento do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica na Região Nordeste. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.21.3 Contratos de Pesquisa e Desenvolvimento A tabela abaixo indica os principais contratos de pesquisa e desenvolvimento celebrados pela Emissora. Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Data de

Celebração

Projeto

Valor do Projeto

(R$ mil)

Instituições

Participantes

Prazo

Valor do Contrato (R$ mil)

Valor Realizado (R$ mil)

1.7.03 Desenvolvimento e Implementação de Sistema para Análise e Previsão de Mercado

de Distribuição de Energia Elétrica

167 Núcleo de Estudos e

Pesquisas do Nordeste –

NEPEN

12 meses

142 148

1.8.03 Manejo Sustentável da Vegetação de Mata Atlântica sob Linhas de Transmissão de

Energia Elétrica (1)

818 UFC, SEMACE e

Frutal

12 meses

372 299 146

283

1.8.03 Detecção de Falhas em Hastes de Concreto Verticais por Meio

da Mecânica do Dano

258 UFC, ASTEF, USP

12 meses

236 257

1.9.03 Desenvolvimento e Aplicação das Metodologias Voltadas à Amenização da Ação Eólica

Sedimentar junto à Rede Elétrica na Zona Costeira do

Estado do Ceará (1)

395 UFC, SEMACE e

Frutal

12 meses

358 365

1.11.03 Efeito da Implantação de Linhas de Transmissão em

Regiões Densamente Povoadas

216 Instituto de Tecnologia

para Desenv. – LACTEC

12 meses

202 120

1.8.03 Monitoramento e Diagnóstico de Transformadores de Potência

Imersos em Óleo

232 UFC e ASTEF 12 meses

207 214

23.5.03 Gerenciamento de Resíduos 118 CPE/ AMBIENGE

36 meses

38 40

Total 1.675 1.502 1.427 __________ (1) Vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.20 Aspectos Sócio-Ambientais – 9.20.1 Programas Ambientais".

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9.21.4 Contratos de Prestação de Serviços

Contrato n.º 866/01

Em 2 de janeiro de 2001, a Emissora e Synapsis celebraram contrato, com duração de cinco anos, e depois de tal prazo, renovável automaticamente por períodos de um ano, a menos que haja discordância das partes, para prestação de serviços de administração, manutenção e operação dos sistemas de informação, de telecomunicações e telecontrole de susbestações da Emissora, no valor global máximo de R$61.943 mil. Em 2 de janeiro de 2002, a Emissora e Synapsis aditaram o contrato, alterando o preço mensal para R$1.187 mil.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato n.º 5400005455/04

Em 2 de fevereiro de 2004, a Emissora e a CAM celebraram contrato de prestação de serviços, com duração de cinco anos, para fiscalização de atividades técnico-comerciais de unidades consumidores e diagnóstico de perdas em circuitos de baixa tensão, no valor global estimado de R$59.397.688,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contratos n.º 5200000125/04 e 5200000126/04

Em 20 de janeiro de 2004, a Emissora e SPIC – Sociedade de Projetos Instalações e Comércio Ltda. celebraram contrato, com duração de cinco anos a contar do dia 10 de fevereiro de 2004, para prestação de serviços em toda a área da Concessão da Emissora nas operações técnicas de obras de alta tensão e na Zona 1 nas operações técnicas de obras MT/BT, manutenção de redes AT/MT/BT e manutenção de subestações Grupos 1 e 2, no valor global estimado de R$56.294.745,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato n.º 5200000131/04

Em 20 de janeiro de 2004, a Emissora e Qualitas Tecnologia e Serviços Ltda celebraram contrato, com duração de cinco anos, para prestação de serviços na Zona 1 nas operações comerciais dos Grupos 1 e 4, no valor global estimado de R$25.182.628,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato n.º 5200000127/04

Em 23 de janeiro de 2004, a Emissora e Energy celebraram contrato, com duração de cinco anos a contar do dia 10 de janeiro de 2004, para prestação de serviços em toda a área da Concessão da Emissora na Zona 2, nas operações técnicas de obras MT/BT, manutenção de redes AT/MT/BT e manutenção de subestações, no valor global estimado de R$44.814.947,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato n.º 5200000128/04

Em 24 de janeiro de 2004, a Emissora e KV Instalações Comércio e Indústria Ltda. celebraram contrato, com duração de cinco anos a contar do dia 10 de fevereiro de 2004, para prestação de serviços em toda área da Concessão da Emissora na Zona 3, nas operações técnicas de obras MT/BT, manutenção de redes AT/MT/BT e manutenção de subestações, no valor global estimado de R$31.671.976,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato n.º 5200000129/04

Em 2 de fevereiro de 2004, a Emissora e Edmil Eletrificação Ltda. celebraram contrato, com duração de cinco anos, para prestação de serviços em toda área da Concessão da Emissora na Zona 4, nas operações técnicas de obras MT/BT, manutenção de redes AT/MT/BT e manutenção de subestações, no valor global estimado de R$40.889.423,00.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

90

9.21.5 Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica com Órgãos Públicos

A Emissora possui diversos contratos de fornecimento de energia elétrica com órgãos públicos, dentre os quais destacam-se os abaixo descritos.

Contrato de Fornecimento de Energia Elétrica

Em 18 de julho de 2000, a Emissora e o Município de Ibaretama celebraram contrato, com duração de 30 meses, podendo ser renovado por igual período, para fornecer energia elétrica para o sistema de iluminação pública do Município. Em caso de inadimplemento do Município, a Emissora poderá suspender o fornecimento de energia elétrica às áreas não essenciais.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato de Fornecimento n.º 113/2003

Em 20 de novembro de 2003, a Emissora e o INSS celebraram contrato, com duração de um ano, renovando-se automaticamente por igual período, para fornecer energia elétrica para uso exclusivo na unidade consumidora do INSS.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato de Fornecimento n.º 151/2003

Em 2 de dezembro de 2003, a Emissora e o SRH celebraram contrato, com duração de um ano, renovando-se automaticamente por igual período, para fornecer energia elétrica para uso exclusivo na unidade consumidora do SRH.

Na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.22 Contratos Relevantes Não Diretamente Relacionados com as Atividades da Emissora

A Emissora não possui contratos relevantes não diretamente relacionados com suas atividades.

9.23 Contratos de Financiamento Relevantes ao Desempenho das Atividades da Emissora

9.23.1 Contratos de Confissão e Consolidação da Dívida Celebrados com a União

Contrato Original com Eletrobrás

Em 30 de março de 1994, a Eletrobrás cedeu à União determinados créditos que possuía contra a Emissora no valor total de Cr$33.122.364.565,51. Em decorrência de tal cessão, a Emissora celebrou com a União na mesma data o Contrato Particular de Confissão e Consolidação de Dívida, por meio do qual a Emissora comprometeu-se a pagar a dívida em 240 prestações mensais consecutivas, com último vencimento em 1º de março de 2014.

Por meio do contrato, a União ficou autorizada a requerer a transferência de recursos existentes na conta de centralização de receitas próprias da Emissora no BEC, Caixa Econômica Federal e no Banco do Brasil, para pagamento de quantias decorrentes de inadimplência contratual, que perdure por prazo superior a dez dias.

Em 30 de junho de 1994, o contrato foi alterado de forma a se compensar determinados créditos da Emissora contra a União decorrentes da Conta de Resultado a Compensar (CRC), passando o saldo devedor final naquela data para Cr$31.362.523.883,62.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor era de R$46.244 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

91

Contrato Original com a Caixa Econômica Federal

Em 15 de agosto de 1997, a Emissora e a União celebraram outro Contrato de Confissão e Consolidação de Dívida, tendo o Banco do Brasil e o BEC como intervenientes. O objeto do contrato é a consolidação da dívida da Emissora com a União no valor total de R$6.959.728,02, com vencimento final em 15 de abril de 2024. A dívida confessada corresponde a obrigações externas decorrentes de contratos de empréstimo de médio e longo prazos junto a credores externos, não depositadas no Banco Central do Brasil, objeto de permuta por bônus emitidos pela União. Em garantia da operação, a Emissora cedeu à União os créditos que forem feitos a sua conta de depósitos, provenientes de receitas próprias.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor era de R$1.727 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.2 Contratos de Financiamento com a Eletrobrás

A Emissora celebrou diversos contratos de financiamento com a Eletrobrás, tendo por objeto o financiamento do programa de obras de transmissão, cujas principais características encontram-se descritas na tabela abaixo.

Celebração Vencimento Valor Juros ECF-1288/94 31.8.94 30.8.07 R$2.600.000,00 FINEL+5,5% aa ECF-1361/95 27.3.96 30.11.07 R$2.590.300,00 FINEL+6% aa ECF-1420/96 24.7.96 30.1.08 R$5.099.680,00 FINEL+6% aa ECF-1576/97 29.10.97 30.12.08 R$1.585.780,00 FINEL+6,5% aa ECF-1673/97 6.2.98 30.6.09 R$2.252.953,00 FINEL(1) +6,5% aa ECF-1972/00 3.3.00 30.4.12 R$63.750.000,00 RGR +5% aa ECF-0008/04 4.6.04 30.10.16 R$12.789.560,00 5% aa __________ (1) Variável a cada ano de acordo com a taxa média de taxas de juros que compuseram o Fundo de Financiamento da

Eletrobrás.

Em garantia do cumprimento de suas obrigações nos contratos acima, a Emissora vinculou a sua receita própria, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos, à satisfação da Eletrobrás.

Os contratos estão sujeitos aos termos e condições constantes das "Condições Gerais dos Contratos de Financiamento da Eletrobrás", dentre os quais encontra-se a obrigação de não estabelecer, sem expressa autorização da Eletrobrás, ônus reais sobre bens desvinculados da Concessão, bem como privilégios ou vinculações de receitas ou de recursos estaduais e federais que importem em comprometimento para outros fins dos recursos destinados à execução do respectivo contrato, além de não assumir sem expressa autorização da Eletrobrás, novos compromissos financeiros que, isolada ou conjuntamente, superem o equivalente a 5% de seu ativo fixo e/ou que elevem seu endividamento a nível superior a 66% do seu ativo fixo. A Emissora declarou que as Debêntures ou a Vinculação não afetarão tais disposições.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$51.955 Mill, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.3 Contratos de Financiamento com o BNDES e Agentes Financeiros

Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º 96.2.365.3.1

Contrato celebrado em 28 de novembro de 1996, entre a Emissora e o BNDES, tendo por objeto a abertura de crédito, no valor de R$18.781.000,00, com taxa de juros de 5% ao ano, acima da Taxa de Juros de Longo Prazo, com o vencimento no dia 15 de dezembro de 2006. Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora cedeu ao BNDES parcelas dos recursos existentes em sua conta bancária, no valor correspondente ao das prestações de amortização do principal e dos acessórios da dívida.

92

O contrato está sujeito aos termos e condições constantes das "Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES", dentre os quais está a obrigação da Emissora em não emitir debêntures nem conceder preferência a outros créditos sem prévia aprovação do BNDES, tendo a Emissora obtido autorização para a emissão das Debêntures.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$6.119 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º 02.2.080.3.1

Contrato celebrado em 8 de março de 2002, entre a Emissora e o BNDES, tendo por objeto a abertura de crédito destinado à suprir parte das insuficiências de recursos da Emissora decorrentes da redução de receita ocorrida durante a vigência do programa emergencial de redução do consumo de energia elétrica, com destinação prioritária ao adimplemento de obrigações assumidas junto a agentes do setor elétrico (vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.13.4 Reajuste Tarifário Extraordinário para Recomposição da Receita.). O valor do financiamento é de R$204.153.978,44, com taxa de juros de 1% ao ano, acima da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados na SELIC, com vencimento no dia 15 de janeiro de 2009. Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora cedeu ao BNDES o produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 5,34% do faturamento mensal.

O contrato está sujeito aos termos e condições constantes das "Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES", dentre os quais está a obrigação da Emissora em não emitir debêntures nem conceder preferência a outros créditos sem prévia aprovação do BNDES, tendo a Emissora obtido autorização para a emissão das Debêntures.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$162.136 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

Contrato de Abertura de Crédito para Financiamento Mediante Repasse n.º 10/299.464-8

Contrato celebrado em 8 de abril de 2004 entre a Emissora e Unibanco (agente líder), Itaú BBA, Bradesco, Banco Safra S.A., Banco Alfa de Investimento S.A., Banco ABC Brasil S.A., Banco Industrial e Comercial S.A. e Banco BGN S.A., como agentes financeiros, tendo por objeto o repasse à Emissora de empréstimo obtido de recursos do BNDES para o investimento no plano bianual 2003/2004 da Emissora, que contempla sete projetos básicos: construção e melhoria das linhas de transmissão, construção e modernização das subestações, ampliação e melhoria da rede de distribuição, implantação de sistemas de tecnologia da informação, automação e implantação de sistemas técnicos, modernização do sistema de comunicações e ampliação e modernização da infra-estrutura comercial e administrativa.

O valor do repasse é de R$144.525.000,00, subdivido em três subcréditos: (i) subcrédito A, no valor de R$28.258.348,00, com reajuste de principal pela variação cambial incidente sobre os recursos captados pelo BNDES em moeda estrangeira, e taxa de juros de 5,5% ao ano acima da taxa com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos em moeda estrangeira sem vinculação a repasse em condições específicas; (ii) subcrédito B, no valor de R$82,258.348,00, com taxa de juros de 5,5% ao ano acima da TJLP; e (iii) subcrédito C, no valor de R$33.361.652,00, com taxa de juros de 5,5% ao ano acima da TJLP. A data de vencimento dos três subcréditos é 15 de outubro de 2008.

Em garantia do cumprimento de suas obrigações, a Emissora (i) vinculou receita própria em valor equivalente a 1,5 vezes o valor da parcela vincenda, assim entendido principal e juros vencíveis em cada período; e (ii) obrigou-se a constituir um fundo de liquidez equivalente a três meses do serviço da dívida ("valor mínimo"), valor este que será constituído mediante retenção e automática transferência, a partir da data de assinatura do contrato até o último dia útil de cada mês, do montante equivalente a 1/6 ao mês do valor mínimo até que o fundo de liquidez atinja o valor mínimo, valores estes que serão aplicados em títulos públicos federais, certificados de depósito bancário emitidos por bancos com classificação de risco igual ou superior ao nível "investment grade" ou fundos de investimento, indexados à Taxa Selic, Taxa DI ou câmbio.

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O contrato prevê a obrigatoriedade da Emissora respeitar determinados índices e limites financeiros. O contrato está sujeito aos termos e condições constantes das "Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES", dentre os quais está a obrigação da Emissora em não emitir debêntures nem conceder preferência a outros créditos sem prévia aprovação dos agentes financeiros, tendo a Emissora obtido autorização para a emissão das Debêntures.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$46.230 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.4 Contrato de Consolidação da Dívida n.º 01009 com a Faelce

Contrato celebrado em 30 de junho de 1999, entre a Emissora e a Faelce, tendo por objeto a consolidação da dívida da Emissora, no valor de R$46.558.185,39, com vencimento em 30 de junho de 2011. Em garantia da operação, a Emissora cedeu à Faelce os direitos creditórios que possui ou venha a possuir, representados pela arrecadação das contas de energia elétrica do poder público efetivamente realizadas. A Faelce poderá sacar da conta corrente bancária da Emissora a respectiva importância se lhe convier.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$54.629 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.5 Contrato de Financiamento com o BEI

Contrato celebrado em 28 de maio de 2002, entre a Emissora e o BEI, tendo por objeto o financiamento do projeto de expansão e modernização da rede elétrica do Ceará, no valor de US$50.000.000,00, com vencimento da última parcela em 28 de maio de 2012. O contrato prevê a obrigatoriedade da Emissora respeitar determinados índices e limites financeiros como forma de limitar a capacidade de endividamento da Emissora.

O contrato dispõe que caso a Emissora conceda a terceiro qualquer garantia em relação a uma dívida, como as Debêntures, a Emissora deverá, caso solicitado pelo BEI, constituir em favor deste garantia equivalente. O BEI manifestou-se pela não constituição de tal garantia equivalente, sujeitando a decisão final (i) à aprovação das instituições financeiras garantidoras da operação; e (ii) à elevação do nível mínimo de classificação de risco (rating) das instituições financeiras garantidoras da operação. A Emissora está discutindo com as instituições financeiras garantidoras da operação as condições para a aprovação mencionada no item (i), já que o nível de classificação de risco (rating) de tais instituições atende à condição do item (ii).

Caso tais condições não sejam integralmente atendidas, a Emissora deverá constituir em favor do BEI garantia equivalente à Vinculação e ao Penhor, o que reduzirá a disponibilidade de recursos livres à Emissora, podendo afetar seus negócios e, em caso de eventual inadimplemento da Emissora com relação às Debêntures, os debenturistas.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$54.629 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas, observado o disposto no parágrafo anterior.

9.23.6 Contrato de Empréstimo com o ABN AMRO

Contrato celebrado em 26 de junho de 2002, entre a Emissora e o ABN AMRO, tendo por objeto a constituição de capital de giro através do empréstimo, no valor de US$14.000.000,00, com vencimento em 15 de junho de 2005. O contrato prevê, ainda, obrigatoriedade da Emissora respeitar determinados índices e limites financeiros como forma de limitar a capacidade de endividamento da Emissora.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$47.357 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

94

9.23.7 Contrato de Repasse de Operação de Crédito em Moeda Estrangeira n.º 01050 com o Santander

Contrato celebrado em 5 de novembro de 2002, entre a Emissora e o Santander, tendo por objeto o repasse, à Emissora, pelo banco, em moeda estrangeira, de operação de crédito, no valor de US$5.821.600,24 (R$22.846.871,70), com vencimento em 31 de outubro de 2003 e renovado até 31 de outubro de 2004.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$28.212 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.8 Cédula de Crédito Industrial n.º 07047251-A

Cédula de Crédito Industrial emitida em 15 de outubro de 1997 pela Emissora em favor de BNB, no valor de R$1.222.240,00, com vencimento em 15 de outubro de 2006.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor era de R$521,3 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.9 Contrato de Mútuo para Repasse de Empréstimo Externo n.º A0018698 com o Banco Votorantim

Contrato celebrado em 20 de fevereiro de 2004, entre a Emissora e o Banco Votorantim, tendo por objeto o mútuo à Emissora, mediante repasse de empréstimo externo, no valor de US$30.118.250,00, com vencimento no dia 3 de novembro de 2004. Em garantia do pagamento do empréstimo contratado, a Emissora constituiu garantia de vinculação de parte de suas receitas decorrentes de prestação de serviços de fornecimento de energia elétrica, em valor mensal equivalente a 20% do saldo devedor. O contrato prevê, ainda, obrigatoriedade da Emissora respeitar determinados índices e limites financeiros como forma de limitar a capacidade de endividamento da Emissora.

Em 30 de junho de 2004, o saldo devedor do empréstimo era de R$93.970 mil, e na data deste Prospecto, a Emissora estava em dia no cumprimento das obrigações ali previstas.

9.23.10 Contratos Tendo a Emissora como Garantidora

A Emissora não participa como garantidora de nenhum contrato.

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X. PROPRIEDADES, PLANTAS E EQUIPAMENTOS

Os principais imóveis da Emissora consistem em linhas de transmissão, subestações e redes de distribuição, todos localizados na área da Concessão. O valor contábil do ativo imobilizado em serviço da Emissora em 30 de junho de 2004 era de R$1.058.000 mil. Em 31 de dezembro de 2003, a Emissora possuía cerca de 79.000km de linhas de subtransmissão, e 1.886MVA instalados em subestações de transformação.

A Emissora é ainda proprietária de 180 bens imóveis que somam o valor aproximado de R$24.820.1 mil reais. Suas mais valiosas propriedades encontram-se em Fortaleza, Maracanaú e Sobral. A tabela abaixo apresenta uma descrição dos imóveis de valor mais relevante da Emissora:

Endereço

Cidade

Utilização

Superfície

Terreno (m2)

Superfície

Edificada (m2)

Registro

Valor de Mercado (R$ mil)

Av. Barão de Studart 2917

Fortaleza Administração Geral

5.428,00 4.183,00 T-56316/ T-56887 T-62411 M32735

3.002,7

Av.Barão de Studart 1475

Fortaleza SE Aldeota (1) 4.937,53 344,85 T-52993 1.666,9

R. Ângelo Figueiredo 51

Fortaleza SE Mucuripe (1) 5.067,00 172,43 M-35969 1.220,2

Des Lauro Nogueira 1456

Fortaleza SE Papicu (1) 8.000,00 160,00 M-5979 969.9

José Severiano 315

Fortaleza SE Água Fria (1) 10.000,00 100,00 668,2

Sargento Hermínio 2645

Fortaleza Edificação não Operacional

11.500,00 3.650,00 Lei Estadual

n.° 6.624/63

611,5

Av. do Contorno s/n.°

Maracanaú Edificação/ Almoxarifados

38.000,00 2.374,07 M17011 M-17013

585,6

Av. José Ermírio de Moraes 8

Sobral Agência de Atendimento

17.760,00 63,43 T-14548 T-17757

513,4

__________ (1) SE: Subestação.

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XI. ESTRUTURA ORGANIZACIONAL

11.1 Investluz A Investluz foi constituída em 5 de março de 1999 e tem como objeto social participar do capital da Emissora e em outras sociedades, no Brasil e no exterior, na qualidade de sócia, quotista ou acionista.

Em 31 de dezembro de 2003 e de 2002, a Investluz era titular de 56,59% do capital total das ações da Emissora, 91,66% do capital volante e 100% das ações da Luz de Panamá Inc.

Em 30 de junho de 2004, a distribuição da participação dos acionistas da Investluz era a seguinte:

Acionista Quantidade de Ações Participação (%) Endesa Internacional 37.723.066.256 37,55 CERJ 36.598.904.252 36,43 Enersis Agência 15.681.945.734 15,61 Chilectra Agência 10.457.979.185 10,41 Total 100.461.895.427 100,00

11.1.1 Endesa Internacional A Endesa Internacional, com sede em Madri, Espanha, foi constituída em 26 de janeiro de 1998 com o objetivo de centralizar todas as atividades do grupo Endesa na América Latina. Em 31 de dezembro de 2003, o capital social da Endesa Internacional era de €2.931 milhões, e a Endesa era titular da totalidade e seu capital social.

11.1.2 CERJ A CERJ é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária de serviço público de energia elétrica, com atuação no Estado do Rio de Janeiro, que atende a uma população estimada de seis milhões de habitantes em 66 municípios. Sua área de concessão engloba 31.741km2, o que corresponde a 73,3% do território do Estado do Rio de Janeiro. A CERJ tem por objetivo explorar os sistemas de geração, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica, participar de pesquisas vinculadas ao setor energético e participar de outras empresas do setor elétrico, no Brasil e no exterior. Em 20 de novembro de 1996, por meio de leilão realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, o consórcio formado pelas empresas estrangeiras Sociedade Panameña de Eletricidad, Empresa Eléctrica de Panamá S.A., EDP – Eletricidade de Portugal e Endesa Desarrollo S.A., adquiriu o controle acionário da CERJ. Em 9 de dezembro de 1996, foi assinado junto ao Poder Concedente o Contrato de Concessão n.º 005/96, com prazo de 30 anos, expirando em dezembro de 2026. Nesse contrato foram definidas as áreas de distribuição de energia a serem atendidas pela CERJ, bem como as usinas de aproveitamento de potencial hidráulico de geração de energia. Em 30 de junho de 2004, o capital social da CERJ era de R$1.625.424 mil e a sua composição acionária tem a seguinte distribuição:

Acionista Participação no Capital Votante (%) Enersis Internacional 31,63 Enersis Agência 27,37 Chilectra Agência 13,42 Luz de Rio Ltda. 8,81 Eletricidade de Portugal Intern. SGPS 7,70 Endesa Internacional 7,11 Endesa Internacional Energia 2,18 Outros 1,78 Total 100,00

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11.1.3 Enersis Agência A Enersis Agência é uma filial da Enersis, localizada nas Ilhas Cayman. Vide "XI Estrutura Organizacional – 11.2 Enersis".

11.1.4 Chilectra Agência A Chilectra Agência é uma filial da Chilectra, localizada nas Ilhas Cayman. Vide "XI Estrutura Organizacional – 11.3 Chilectra".

11.2 Enersis

A Enersis, de origem chilena, constituída em 1981, tem por objeto social a realização, no país ou no exterior, de exploração, desenvolvimento, transmissão e venda de energia, diretamente ou por qualquer de suas afiliadas ou coligadas. Em 31 de dezembro de 2003, a Enersis tinha um capital social de 2.227.711.340 mil pesos chilenos, representado por 32.651.166.465 ações, negociadas nas bolsas de Santiago do Chile e Nova Iorque. A Endesa Internacional era titular de 100% do capital social da Enersis.

11.3 Chilectra

A Chilectra foi constituída em , no Chile, com o objetivo de desenvolver e explorar, em sua área de concessão que abrange 2.118km2, a distribuição e venda de energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2003, a Chilectra tinha capital social de 284.940.949 mil pesos chilenos, representado por 366.045401 ações, negociadas na bolsa de valores de Santiago do Chile. A Endesa Internacional era titular de 100% do capital social da Enersis, que detém 96,2% da Chilectra.

11.4 Endesa España

A Endesa España controla a Emissora, por sua subsidiária Endesa Internacional e esta, pela Investluz, atual controladora da Emissora, com 91,66% do capital votante e 56,6% de seu capital total. O grupo Endesa é um dos maiores grupos elétricos privados do mundo, com um total de 40.000MW instalados e mais de 20,5 milhões de clientes em 11 países. O grupo Endesa é também um dos maiores players do setor de energia na América Latina, com investimentos nos principais países da região, com destaque para Brasil, Argentina, Chile, Peru e Colômbia. No Brasil, além da Emissora e da CERJ, distribuidoras de energia elétrica, a Endesa España ainda é controladora (92,5%) da CDSA, empresa de geração de energia elétrica no estado de Goiás, com 658MW de capacidade instalada, e da CIEN, que administra uma linha de transmissão de energia elétrica entre Brasil e Argentina, com extensão de 570km e 1.000MW de capacidade. Os investimentos realizados nestes quatro empreendimentos (Emissora, CERJ, CIEN e CDSA) alcançaram US$2,8 bilhões. O grupo emprega 27 mil empregados e entrega serviços a 80 milhões de pessoas no mundo. Europa América Latina Capacidade Instalada 42.000,00MW 239% Clientes 20,9 milhões 50% Vendas Elétricas 161.499GWh 30% A tabela abaixo demonstra a evolução do faturamento da Endesa España (em milhões de euros):

Faturamento 2003 2002 2001 2000 Total 16.644 17.238 16.805 15.682 Negócio Nacional 10.797 11.394 10.647 10.464 Negócio Internacional 5.847 5.844 5.438 5.218 Outro investimento importante da Endesa España é a CGTF, que pertence às suas subsidiárias Endesa Internacional (51,18%) e Enersis (48,82%). A termelétrica, localizada a cerca de 40km de Fortaleza, está orçada em aproximadamente US$250.000 mil e faz parte do PPT – Programa Prioritário de Termeletricidade. A CGTF teve sua construção iniciada em 2001 e entrou em operação em dezembro de 2003, com uma potência de 310MW, sendo capaz de abastecer cerca de 30% do mercado consumidor da Emissora.

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XII. COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

12.1 Descrição do Capital Social da Emissora

Em 30 de junho de 2004, o capital social da Emissora era de R$433.057.722,64, representado por 155.710.600.088 ações nominativas escriturais, sem valor nominal, sendo 96.135.874.703 ações ordinárias e 59.574.725.385 ações preferenciais, estas divididas em duas classes: 56.237.203.379 ações preferenciais classe A e 3.337.522.006 ações preferenciais classe B.

O valor patrimonial das ações, em 30 de junho de 2004, era de R$ 7,47 por lote de mil ações, que corresponde ao patrimônio líquido de R$1.149.808 mil dividido pelo número de ações da Emissora.

A Emissora está autorizada a aumentar o seu capital até o limite de 300 bilhões de ações sem valor nominal, sendo 100.000.000.000 de ações ordinárias, 193.352.996.180 de ações preferenciais classe A e 6.647.003.820 de ações preferenciais classe B.

As ações preferenciais classe B poderão ser convertidas em ações preferenciais classe A, a requerimento do interessado. A Emissora, por deliberação do conselho de administração, poderá emitir ações, sem guardar a proporção das espécies e/ou classes das ações já existentes, desde que o número de ações preferenciais não ultrapasse 50% do total das ações emitidas.

A cada ação ordinária corresponde a um voto nas deliberações da assembléia geral. As ações preferenciais não possuem direito a voto mas têm asseguradas as seguintes vantagens: (i) prioridade no recebimento de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% para as ações classe A e 10% para as ações classe B, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe, corrigido ao término de cada exercício social; e (ii) prioridade no reembolso de capital pelo valor do patrimônio líquido, no caso de liquidação da Emissora.

A Emissora não possui ações em tesouraria.

12.2 Acionistas da Emissora

A Emissora foi criada pela Lei Estadual n.º 9.477/71 e sua criação foi resultado da unificação das quatro empresas distribuidoras de energia elétrica existentes no Ceará (Cenorte, Celca, Cerne e Conefor).

A Emissora tornou-se uma companhia de capital aberto em outubro de 1995 e a partir desta data suas ações passaram a ser negociadas nas principais bolsas de valores brasileiras. Naquela época, os principais acionistas da Emissora eram as prefeituras municipais do Estado do Ceará, o governo do Estado do Ceará e a Eletrobrás.

Em 2 de abril de 1998, por meio de leilão público realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, a Emissora foi privatizada. O grupo vencedor do leilão foi o consórcio Distriluz, formado pela Endesa España, Enersis, Chilectra e CERJ.

Em 13 de maio de 1998, a Distriluz, a Emissora, a ANEEL e o Estado do Ceará celebraram o Contrato de Concessão, que outorga à Emissora 30 anos de direitos exclusivos sobre a distribuição de energia elétrica no Estado. Vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.1 Contrato de Concessão".

Em 27 de setembro de 1999, a Emissora concluiu um processo de reestruturação societária pelo qual a Emissora incorporou sua controladora Distriluz. A Investluz, controladora da Emissora desde a época da privatização (ainda que de forma indireta), é titular de 91,66% do capital votante e 56,6% do capital total da Emissora.

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Em 30 de junho de 2004, a Emissora possuía um total de 4.488 acionistas, com a seguinte composição acionária:

Nome Ordinárias % Pref. A % Pref. B % Total %

Investluz 88.122.867.207 91,66 - 0,00 - 0,00 88.122.867.207 56,6Eletrobrás - 0,00 7.935.512.353 14,11 3.062.282.387 91,75 10.997.794.740 7,1Laif II LLC - 0,00 9.711.200.000 17,27 - 0,00 9.711.200.000 6,2Itaú BBA 20.700.000 0,02 8.162.549.999 14,51 800.000 0,02 8.184.049.999 5,3Petros - 0,00 5.945.735.287 10,57 - 0,00 5.945.735.287 3,8Wisteria 451.300.981 0,47 4.457.981.605 7,93 75.673.339 2,27 4.984.955.925 3,2Endesa Internacional

- 0,00 3.540.000.000 6,29 - 0,00 3.540.000.000 2,3

Safra Luxembourg

3.149.253.000 3,28 - 0,00 - 0,00 3.149.253.000 2,0

Faelce 1.838.807.471 .1,91 51.310.316 0,09 - 0,00 1.890.117.787 1,2Outros 2.552.946.044 2,66 16.432.913.819 29,22 198.766.280 5,96 19.184.626.143 12,3Total 96.135.874.703 100,00 56.237.203.379 100,00 3.337.552.006 100,00 155.710.600.088 100

Segue abaixo breve descrição dos principais acionistas da Emissora:

Investluz. Vide "XI. Estrutura Organizacional – 11.1 Investluz".

Eletrobrás. A Eletrobrás foi criada em 1961 como agente do governo com o escopo de promover estudos e projetos de construção e operação de usinas geradoras, linhas de transmissão e subestações, destinadas ao suprimento de energia elétrica do País. A Eletrobrás também é responsável pelo desenvolvimento e financiamento de projetos de eficiência energética para diversos segmentos do setor público e apóia investidores privados, com participação minoritária na implantação de novos empreendimentos e na comercialização de energia elétrica, propiciando o aumento da oferta de energia no Brasil. A União é titular de 52,45% das ações da Eletrobrás. Mais de 30% do total das ações de emissão da empresa são negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo. Para mais informações, vide www.eletrobras.gov.br.

Itaú BBA. O Itaú BBA, nova denominação do Banco BBA Creditanstalt S.A., é controlado pelo grupo Itaú, titular de 95,75% do total de ações e 50% das ações ordinárias. O Itaú BBA atua principalmente como banco corporativo e banco de investimento com todos os produtos relacionados. Para mais informações, vide www.itaubba.com.br.

LAIF II LLC: O Latin American Infrastructure Fund – LAIF é um fundo de investimentos formado com capital dos grupos AIG-GE (American International Group – General Electric Capital Corporation). O fundo foi constituído em 1996 com um capital de US$1 bilhão com o objetivo de realizar investimentos de longo prazo em infra-estrutura na América Latina. O AIG-GE é titular de 30% do capital investido nesse fundo e o restante é distribuído entre bancos comerciais (15%), fundos de pensão (23%), companhias de seguro (14%), bancos de desenvolvimento (6%), além de outros investidores institucionais. O fundo é administrado pelo Emerging Markets Partnership, com sede em Washington, DC, Estados Unidos da América.

12.3 Acordo de Acionistas A Emissora não possui acordo de acionistas.

12.4 Política de Dividendos Sempre que houver lucro no exercício, deverão ser observados os preceitos da Lei n.º 6.404/76 e as seguintes disposições: (i) a Emissora poderá conceder aos empregados participação sobre os lucros líquidos e/ou resultados do exercício, nos termos da legislação em vigor; (ii) do lucro líquido serão feitas as seguintes deduções: (a) 5% para constituição do fundo de reserva legal até atingir 20% do capital social corrigido anualmente; (b) 25%, no mínimo, para pagamento de dividendo aos acionistas, respeitada a prioridade no recebimento de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% para as ações preferenciais classe A e 10% para as ações preferenciais classe B, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe, corrigido ao término de cada

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exercício social; (c) quando se justificar serão obrigatoriamente destacadas as parcelas do lucro líquido para a constituição de reservas para contingências e de lucros a realizar, nos termos dos artigos 195 e 197 da Lei n.° 6.404/76; e (d) o lucro remanescente que não for destinado à formação de reservas, nem retido nos termos do artigo 196 da Lei n.º 6.404/76, será distribuído como dividendo, conforme deliberar a assembléia geral por proposta do conselho de administração.

O dividendo obrigatório previsto por lei e no estatuto social da Emissora não será distribuído no exercício social em que os órgãos da administração da Emissora informarem à assembléia geral, com parecer favorável do conselho fiscal, não ser tal distribuição compatível com a situação financeira da Emissora. Neste caso, os dividendos não distribuídos serão registrados como reserva especial e, se não absorvido por prejuízos subseqüentes, serão distribuídos aos acionistas assim que permitir a situação financeira da Emissora.

Podem ainda os órgãos de administração da Emissora, ad referendum da assembléia geral, declarar dividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas pelo artigo 204 da Lei n.º 6.404/76, mediante levantamento de balanço intermediário. Os dividendos intermediários serão deduzidos do montante dos dividendos devidos ao encerramento de cada exercício social.

Os dividendos não reclamados no prazo de três anos, contados da data em que tenham sido colocados à disposição dos acionistas, reverterão em benefício da Emissora.

A tabela abaixo indica os dividendos, juros sobre capital próprio e outros valores pagos pela Emissora desde 1999.

Ano

Dividendos Pagos (R$ mil)

Juros Sobre Capital Próprio (R$ mil)

Outros (1) (R$ mil)

1999 2.191 37.374 21.017 2000 35.673 44.003 29.382 2001 32.244 67.346 37.264 2002 25.475 53.699 37.812 2003 18.000 35.000 0 2004 15.868 – (2) __________ (1) Desdobramento e resgate de ações. (2) Vide "VII Emissora – 7.4 Reestruturação Societária – 7.4.1 Incorporação da Distriluz e Desdobramento do Capital

e Resgate de Ações".

12.5 Valores Mobiliários

Além das Debêntures, os únicos valores mobiliários emitidos pela Emissora são as ações. As ações da Emissora são negociadas nas principais bolsas de valores no Brasil e têm como agente custodiante o Bradesco.

Ações

Em 2003, foram realizadas 4.353 transações envolvendo ações da Emissora, movimentando um total de R$51.800 mil, com um rendimento médio anual de 77,7%.

(i) ações ordinárias (COCE3): em 2002, verificaram-se dez negociações, para um total de 778.020 ações negociadas, a um preço máximo de R$3,01 e mínimo de R$3,00 por lote de mil ações.Em 2003, verificaram-se 4.309 negociações, para um total de 14.240.400.000 ações negociadas, a um preço máximo de R$5,01 e mínimo de R$3,00 por lote de mil ações; no primeiro semestre de 2004, verificaram-se 29 negociações, para um total de 12.800 ações negociadas, a um preço máximo de R$4,60 e mínimo de R$3,94 por lote de mil ações;

(ii) ações preferenciais classe B (COCE6): em 2002, registrou-se apenas uma negociação em junho, pelo valor de R$3,78 por lote de mil ações, sendo negociadas um total de 6.048 ações; em 2003, verificaram-se quatro negociações, para um total de 77.300.000 ações negociadas, a um preço máximo de R$3,23 e mínimo de R$2,17 por lote de mil ações; no primeiro semestre de 2004 não se verificaram negociações; e

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(iii) ações preferenciais classe A (COCE5): são as ações de emissão da Emissora mais negociadas.

A tabela a seguir mostra a evolução da cotação das ações preferenciais classe A da Emissora (COCE5) na Bovespa no período compreendido entre setembro de 2003 e agosto de 2004, tendo como base a cotação de fechamento de tais ações no último dia útil de cada mês:

Mês PNA (R$) Mês PNA (R$) 30.9.2003 3,50 31.3.2004 4,73

31.10.2003 3,80 30.4.2004 4,75 28.11.2003 4,35 31.5.2004 4,20 30.12.2003 4,24 30.6.2004 4,30 30.1.2004 4,99 31.7.2004 4,22 27.2.2004 4,70 31.8.2004 4,15

O gráfico abaixo mostra a evolução da cotação das ações preferenciais classe A (COCE5) da Emissora com os índices Ibovespa (BVSP) no entre 2003 e o primeiro semestre de 2004.

Evolução PNA Coelce X Bovespa - Jan.2003 - Jun.2004

(50)

-

50

100

150

P N A C o elce Ibo vespa

12.6 Operações com Partes Relacionadas

As operações abaixo mencionadas são consideradas pela Emissora como tendo sido realizadas por valor de mercado e em condições não mais favoráveis a que seriam oferecidas a terceiros.

12.6.1 Operações de Crédito Intra Grupo

Não existem quaisquer outras operações de crédito entre a Emissora e quaisquer pessoas do grupo econômico do qual a Emissora é parte.

12.6.2 Contratos com Partes Relacionadas

CGTF

A Emissora também mantém contrato de compra de energia junto à CGTF e efetuou operações, no exercício de 2003, no montante de R$15.385 mil. No primeiro semestre de 2004, a Emissora efetuou operações no montante de R$193.780 mil. A CGTF é subsidiária dos acionistas controladores da Emissora. Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.2 Contratos de Operação – Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – CGTF".

CIEN

Em 2003, a Emissora efetuou operações de compra de energia junto à CIEN, no montante de R$72.635 mil, devidamente autorizada pelo órgão regulador. No primeiro semestre de 2004, a Emissora efetuou operações no montante de R$17.894 mil. A CIEN é subsidiária dos acionistas controladores da Emissora. Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.2 Contratos de Operação – Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica – CIEN".

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Synapsis

As operações com a Synapsis referem-se, basicamente, à prestação de serviços de informática e manutenção dos sistemas da Emissora. O total de despesas incorridas em 2003 montaram a R$26.182 mil, sendo R$19.399 mil como despesa operacional no resultado da Emissora e R$6.783 mil capitalizados como investimento. No primeiro semestre de 2004, a Emissora efetuou operações no montante de R$10.092 mil. A Synapsis é subsidiária dos acionistas controladores da Emissora. Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.4 Contratos de Prestação de Serviços – Contrato n.º 866/01".

CAM

A Emissora mantém contratos com a CAM para fiscalização de obras e efetuou operações, no exercício de 2003, no montante de R$1.837 mil . No primeiro semestre de 2004, a Emissora efetuou operações no montante de R$3.636 mil. A CAM é subsidiária dos acionistas controladores da Emissora. Para maiores informações, vide "IX. Atividades e Mercados de Atuação – 9.21 Contratos Relevantes para o Desenvolvimento das Atividades – 9.21.4 Contratos de Prestação de Serviços – Contrato n.º 5400005455/04 com a CAM".

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XIII. ADMINISTRAÇÃO E CONSELHO FISCAL

A Emissora é administrada por um conselho de administração e uma diretoria, e possui um conselho fiscal de funcionamento não permanente, instalado nos exercícios sociais a pedido de acionistas que representem, no mínimo 10% das ações com direito a voto ou 5% das ações sem direito a voto.

13.1 Administração

A Emissora é administrada por um conselho de administração e uma diretoria. Não há qualquer grau de parentesco entre os administradores ou entre estes e administradores do acionista controlador.

13.1.1 Conselho de Administração

De acordo com o estatuto social da Emissora, o conselho de administração é composto por 11 membros e até igual número de suplentes, com mandado de três anos, permitida a reeleição. Os conselheiros não poderão (i) ter idade superior a 70 anos; (ii) ocupar cargos, funções ou ser representante de sociedades consideradas concorrentes no mercado; (iii) diretamente ou através de terceiros, ocupar cargos ou funções, ser representante ou estar vinculado a empresas que sejam clientes ou fornecedores habituais de bens ou prestadores de serviços a outras sociedades do mesmo grupo econômico ao qual pertença a Emissora, sempre que tal condição possa suscitar conflito de interesses, excetuando-se as instituições financeiras na condição de prestadores de serviços bancários à Emissora; ou (iv) pertencer, simultaneamente, a mais de cinco conselhos de administração, não considerando para este efeito os conselhos das sociedades filiais da Emissora, do grupo ou entidade acionista a qual represente o conselheiro, e os conselhos das sociedades em que a participação patrimonial, pessoal ou familiar do conselheiro lhe conceda o direito de formar parte dos mesmos. Os empregados acionistas da Emissora terão o direito de eleger um conselheiro, mesmo no caso em que as ações de que sejam titulares não seja suficiente para tanto.

O conselho de administração reúne-se trimestralmente, ou quando necessário, sempre que convocado pelo presidente ou pelo vice-presidente, ou ainda por dois de seus membros, com antecedência mínima de dois dias úteis, salvo se a reunião houver de se realizar em local diferente do que o da sede social, caso em que a convocação terá antecedência mínima de cinco dias úteis, dispensada a convocação se todos os conselheiros estiverem presentes. As reuniões são instaladas com a presença da maioria de seus membros, titulares ou suplentes, e as deliberações, tomadas por maioria de votos dos presentes.

O endereço comercial dos conselheiros é a sede da Emissora, na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917.

Os atuais conselheiros da Emissora, seus respectivos cargos e data de eleição estão indicados abaixo.

Conselheiros Titulares

Data de Eleição

Conselheiros Suplentes

Data deEleição

Marcelo Andrés Llévenes Rebolledo (presidente)

29.4.04 Vago –

Luciano Alberto Galasso Samaria (vice-presidente)

29.4.04 Vago –

Antonio Cleber Uchoa Cunha 29.4.04 Vago Carlos Alberto Silva de Almeida e Loureiro

29.4.04 Antônio José Sellare 29.4.04

Cristóbal Sánchez Romero 29.4.04 Antônio Carlos Viana de Barros 29.4.04 Eunice Rios Guimarães Batista 29.4.04 José Nunes de Almeida Neto 29.4.04 Fernando Antônio de Moura Avelino 29.4.04 Juarez Ferreira de Paula 29.4.04 Gonzalo Vial Vial 29.4.04 Priscila Sartori Pacheco e Silva 29.4.04 Jorge Parente Frota Junior 29.4.04 Vago José Alves de Melo Franco 29.4.04 Antonio Basílio Pires e Albuquerque 29.4.04 Luis Gastão Bittencourt da Silva 29.4.04 Antônio Alberto Gouvêa Vieira 29.4.04

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Segue abaixo resumo das biografias dos conselheiros.

Marcelo Andres Llévenes Rebolledo, chileno, formado em engenharia comercial pela Universidade do Chile, em Santiago. Trabalha há 17 anos no setor elétrico. Iniciou na Chilectra como gerente de planejamento. Atuou na Edesur como gerente de serviços ao cliente e de projetos especiais. Na Edelnor, empresa distribuidora de energia de Peru, atuou como gerente comercial e gerente geral. Exerceu também o cargo de diretor presidente na distribuidora colombiana Codensa. Foi nomeado recentemente country manager da Endesa España no Brasil.

Luciano Alberto Galasso Samaria, chileno, formado em engenharia civil industrial, com ênfase em eletricidade, pela Universidade Pontifícia Universidad Católica de Chile, tendo cursado contabilidade na Universidade Esan, Peru, e serviço e atendimento ao cliente, na Universidade Adolfo Ibañez, Chile. Trabalha no grupo Enersis desde 1992. Começou na Chilectra, entre 1992 e 1998, trabalhando em vários cargos, tais como chefe comercial sucursal Alameda e Chacabuco e chefe do departamento empresas construtoras e executivos grandes clientes. Em abril de 1998, foi transferido para o Peru, trabalhando como gerente de sucursal Colonial na empresa Edelnor até setembro de 1999. Em outubro de 1999, foi transferido para a Colômbia, onde trabalhou como gerente de regional centro e gerente de operações comerciais. Em abril de 2002, foi transferido para Brasil, para atuar como gerente de operações comerciais da CERJ.

Antônio Alberto Gouvêa Vieira, brasileiro, formado em direito e pós-graduado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. É sócio do escritório de advocacia Gouvêa Vieira desde 1978. Foi membro do Conselho de Contribuintes do Estado do Rio de Janeiro entre 1982 e 1986. Foi presidente do BFB Banco de Investimento S.A. (Crédit Lyonnais) entre 1988 e 1995, da Associação das Câmaras de Comércio Européias, entre 1992 e 1996 e da Câmara de Comércio França-Brasil, entre 1994 e 1997. Foi diretor da UCEA do Brasil de 1983 a 1985, da Louis Vuitton do Brasil Indústria e Comércio Ltda. entre 1989 e 1990, da Boa Esperança S.A. (holding da família Gouvêa Vieira) e da Campeão Participações (Lafarge) de 1983 a 2002, e é diretor da Administradora e Comercial Lagomar S.A. (holding da família Moustier) desde 1992. Em conselhos consultivos, foi presidente na Crédit Lyonnais Financeira S.A.C.F.I. entre 1998 e 2000, e é presidente no Banco Crédit Lyonnais S.A. desde 2000 e membro na Portugal Telecom (Brasil) desde 2003. Atuou como membro do conselho fiscal da Companhia de Bebidas das Américas – AMBEV, entre 2000 e 2001. Atuou como conselheiro do Banco de Desenvolvimento do Estado do Rio de Janeiro (1983-1986), da Losango S.A. Crédito, Financiamento e Investimento (1984-1987), da Alcatel S.A. (1990-2002), da Companhia Vidraria Santa Marina (1992-2003), da Latapack S.A. (1995-2002), da ELF Lubrificantes (1996-2000), da Eternit S.A. (1996-2000) e da Telesp Celular Participações S.A. (1998-2001). Atualmente, é conselheiro da Companhia Metropolitana (holding da família Fontes Williams) desde 1995, da Leroy Merlin desde 1996, da Acesita S.A. desde 1999 e da Emissora, desde 1998, como suplente.

Antonio Basílio Pires e Albuquerque, brasileiro, formado em direito pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. É membro do conselho de administração da CERJ. Entre 1991 e 2003, foi sócio sênior do Escritório de Advocacia Gouvêa Vieira. Atualmente, é sócio de Antônio Basílio Advogados.

Antônio Carlos Viana de Barros, brasileiro, formado em direito pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo e doutor pela Faculté de Droit de Montpellier, na França. Foi membro do Comitê de Ética da Ordem dos Advogados do Brasil entre 1989 e 1993. Atua no Escritório Demarest e Almeida Advogados e Associados.

Antonio Cleber Uchoa Cunha, brasileiro, formado em engenharia civil pela Universidade de Fortaleza. Desde outubro de 1997, é cônsul honorário do Chile em Fortaleza. Ocupou o cargo de diretor da União das Classes Produtoras do Ceará e membro do conselho curador da Fundação Apinco de Ciências e Tecnologia Avícolas, em Campinas, Estado de São Paulo. Atualmente ocupa o cargo de vice-presidente da Federação das Associações do Comércio, Indústria e Agropecuária do Estado do Ceará – FACIC, membro do Conselho de Autoridade Portuária do Porto do Mucuripe, membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico do Estado do Ceará, membro do conselho do SEBRAE, membro do conselho de representantes da FIEC, membro do pacto de cooperação do

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Estado do Ceará, membro do Conselho Estadual do Trabalho do Ceará e membro do PNBE – Pensamento Nacional das Bases Empresariais.

Antônio José Sellare, brasileiro, formado em administração de empresas pela Pontifícia Universidade Católica. Responsável no grupo EDP pela coordenação das gestões financeiras das unidades de negócio no Brasil, pelas negociações para financiamento de projetos, pelo acompanhamento e avaliação dos resultados das empresas participadas, pela avaliação local de novos projetos e oportunidades de negócios, pelas operações de reorganização societária e pelos serviços de contabilidade, tesouraria e orçamentação das empresas EDP Brasil S.A., Enertrade Comercializadora de Energia S.A., Energest S.A., Enercorp Serviços Corporativos Ltda., EDP Lajeado Energia S.A. e Fafen Energia S.A. Coordenador dos planos de negócios das empresas participadas pela EDP no Brasil. Tem experiência anterior em instituições financeiras nas áreas administrativa e contábil, administração de fundos de investimento, operações em bolsas de valores e com derivativos, gestão de risco, gestão de tesouraria e modelagem de produtos financeiros.

Carlos Alberto Silva de Almeida e Loureiro, português, formado em engenharia eletrotécnica pela Universidade de Porto. Possui o curso de alta direção de empresas, pela Escola de Direção e Negócios. Atualmente ocupa o cargo de diretor vice-presidente da EDP Brasil S.A. Exerceu ainda os cargos de diretor da Bandeirante Energia S.A., diretor adjunto da direção de gestão e sistemas comerciais, diretor da direção de gestão e sistemas comerciais, dentre outros.

Cristóbal Sanchez Romero, espanhol, formado em engenharia pela Universidad de New Yersey e pós-graduado em administração de empresas pela Universidad de New Yersey. Atualmente ocupa o cargo de gerente de sistemas da Enersis. Ocupou diversos cargos no grupo Endesa, dentre eles diretor de sistemas de informações, conselheiro e presidente da Synapsis, chefe do departamento de sistema de controle e informática, dentre outros.

Eunice Rios Guimarães, brasileira, formada em psicologia pelo Instituto Unificado Paulista, com especialização em gestão de recursos humanos na Fundação Getúlio Vargas e MBA em desenvolvimento de gestores pela Fundação Dom Cabral. Ocupou o cargo de gerente de recursos humanos da Embraer e gerente em planejamento e desenvolvimento de recursos humanos da Iochpe Maxion S.A. Atualmente, é diretora de recursos humanos da CERJ.

Fernando Antônio de Moura Avelino, brasileiro, formado em construção civil pela Universidade do Vale do Acaraú – Sobral. Foi admitido pela Emissora em 1976, tendo ocupado o cargo de eletrotécnico. Atualmente desenvolve a função de diretor financeiro do Sindeletro.

Gonzalo Vial Vial, chileno, formado em Direito pela Universidade Católica do Chile. Ocupou o cargo de chefe do departamento legal da Chilectra, o cargo de secretário del directorio da Chilectra. Atualmente exerce o cargo de diretor da empresa Endesur, de Buenos Aires, Argentina.

Jorge Parente Frota Junior, brasileiro, formado em ciências econômicas e administrativas pela UFC. Desde 1998, ocupa o cargo de diretor comercial na Companhia Brasileira de Laticínios. Atualmente é presidente da FIEC, presidente do conselho regional do SENAI, diretor regional do SESI – Serviço Social da Indústria, diretor regional do IEL – Instituto Euvaldo Lodi e membro do conselho temático da integração nacional da FIEC.

José Alves de Melo Franco, brasileiro, formado em engenharia elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora, com especialização em operação de sistemas hidrotérmicos e mestrado em engenharia elétrica na área de planejamento energético. Desde 1982 atua no setor elétrico, começando na Eletronorte, passando pelo departamento de operação de sistemas, pela divisão de planejamento energético da operação e depois pela assessoria de comercialização de energia da diretoria de operação. Ocupou o cargo de superintendente da ANEEL no período de março de 1998 a fevereiro de 2002. A partir desta data, ocupou o cargo de superintendente da diretoria de mercado atacadista da Light. Desde dezembro de 2002, ocupa o cargo de diretor de regulação da CERJ, coordenando três gerências. É membro do conselho diretor da ABRADEE e representa a CERJ no MAE e junto a áreas de regulação técnica e econômica da ANEEL.

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José Nunes de Almeida Neto, brasileiro, formado em engenharia elétrica pela UFC, com especialização em gestão e qualidade de energia pela UFC, em parceria com a FIEC. Foi professor do departamento de engenharia elétrica da UFC. Ingressou na Emissora em 1979, ocupando os cargos de chefe do departamento de manutenção e transmissão, superintendente de distribuição de Fortaleza, diretor de operação e gerente de projetos institucionais. Foi presidente do Comitê Coordenador de Operações Norte-Nordeste (CCON). Ocupa o cargo de diretor de projetos institucionais da Emissora desde 2001.

Juarez Ferreira de Paula, brasileiro, formado em ciências jurídicas e sociais pela Universidade Federal do Ceará. Atualmente é aposentado pela Emissora, é membro do conselho deliberativo da Faelce e presidente da SAELCE – Sociedade dos Aposentados Eletricitários do Estado do Ceará.

Luis Gastão Bittencourt da Silva, brasileiro, formado em administração de empresas. É presidente da Federação do Comércio do Estado do Ceará, dos conselhos do SESC e do SENAC e do Instituto de Pesquisa do Desenvolvimento do Comércio, entidades que compõem o Sistema Fecomércio do Estado do Ceará, bem como presidente da Câmara Brasil-Israel de Comércio, Indústria, Turismo e Cultura. É empresário do setor de comércio de bens e serviços e tem larga folha de serviços prestados à comunidade através do seu segmento de atividade. Presidente reeleito da Federação do Comércio, foi também, por duas vezes, vice-presidente da Federação Brasileira das Empresas de Asseio e Conservação. Foi fundador e primeiro presidente, em 1986, do Sindicato das Empresas de Asseio e Conservação do Estado do Ceará. No âmbito nacional, é diretor primeiro secretário da Confederação Nacional do Comércio e membro dos conselhos da Federação Nacional das Empresas de Segurança e Transportes de Valores – FENAVIST, da Federação Nacional das Empresas Prestadoras de Serviço de Limpeza e Conservação – FEBRAC, da UFC, do SEBRAE, do CET, do Banco do Povo, da Emissora e dos Conselhos Nacionais do SESC e do SENAC, sendo representante da CNC junto à Organização Internacional do Trabalho, em Genebra, na Suíça. Em 1999, recebeu a comenda de chanceler da Ordem do Comércio, concedida pela Confederação Nacional do Comércio, sendo homenageado nesse mesmo ano, com a medalha Jovem Mentalidade Empresarial pela Associação dos Jovens Empresários.

Priscila Sartori Pacheco e Silva, brasileira, formada em direito pela Pontifícia Universidade Católica. Membro do Centro de Estudos das Sociedades de Advogados (CESA), no Comitê Societário (desde 2002). Áreas de atuação: societário, fusões e aquisições, seguros.

13.1.2 Diretoria

A diretoria poderá ser composta por sete membros, eleitos pelo conselho de administração para prazos de gestão de três anos, permitida a reeleição, sendo um diretor presidente, um diretor vice-presidente comercial, diretor vice-presidente administrativo-financeiro e de relações com investidores, diretor vice-presidente de organização e recursos humanos, diretor vice-presidente de planejamento e controle de gestão, diretor vice-presidente de distribuição e diretor vice-presidente de projetos institucionais.

O endereço comercial dos diretores é a sede da Emissora, na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917.

Os atuais diretores da Emissora, seus respectivos cargos e data de eleição estão indicados abaixo.

Diretor Cargo Data de Eleição Cristián Eduardo Fierro Montes Diretor Presidente 19.5.04 Abel Pérez Claros Diretor Vice-Presidente de Controle de

Gestão e Planejamento Estratégico 19.5.04

Antonio Osvaldo Alves Teixeira Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Relações com Investidores

19.5.04

José Nunes de Almeida Neto Diretor Vice-Presidente de Projetos Institucionais

19.5.04

José Renato Ferreira Barreto Diretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos

19.5.04

José Távora Batista Diretor Vice-Presidente de Distribuição 19.5.04 Luciano Alberto Galasso Samaria Diretor Vice-Presidente Comercial 19.5.04

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Segue abaixo resumo das biografias dos diretores:

Cristián Eduardo Fierro Montes, chileno, formado em engenharia civil elétrica pela Faculdade de Ciências Físicas e Matemática da Universidade do Chile, e cursou o master executivo em direção de empresas pelo Instituto Altos Estudios – Universidad Austral, Argentina. Ingressou na Chilectra em 1992, como engenheiro analista e ocupou diversos cargos na diretoria de distribuição, entre eles chefe de departamento de engenharia e desenvolvimento do sistema de distribuição. Em 1996, foi transferido para a Edesur, distribuidora de energia elétrica do sul de Buenos Aires, onde trabalhou até 2000, exercendo os cargos de chefe de departamento de investimentos, gerente de desenvolvimento comercial e gerente de marketing. Em junho de 2001, assumiu o cargo de diretor de projetos na Enersis PLC. Ocupa a presidência da Coelce desde janeiro de 2003.

Abel Pérez Claros, argentino, formado em contabilidade pela Universidad de Buenos Aires Facultad de Ciencias Económicas, tendo feito cursos de análise de balanços, informação para tomada de decisões e análise de projetos de investimentos no Consejo Profesional de Ciencias Económicas, na Argentina, e o Ciclo Diretivos Endesa, na Espanha. Trabalha no grupo Endesa desde 1996. Começou na Central Dock Sud S.A., geradora de eletricidade, desempenhando várias funções, incluindo controller, planejamento e controle de gestão. Entre maio de 2001 e março de 2002, foi responsável pelo controle de gestão da linha de negócios de distribuição regional, controlando as empresas de distribuição da Argentina, Brasil, Chile, Colômbia e Peru, reportando-se ao Chile e a Espanha, e desde março de 2002 assumiu o planejamento e controle da CERJ.

Antonio Osvaldo Alves Teixeira, brasileiro, formado em contabilidade pela Universidade Federal da Paraíba, com pós-graduação em contabilidade e controladoria e pós-graduação em finanças empresariais pela FGV. Ocupou diversos cargos no Banco do Estado da Paraíba, tendo sido admitido em 1982, onde assumiu a diretoria de finanças em 1994. Lecionou nos cursos de Ciência Contábeis da Universidade Federal da Paraíba e da Unidade de Ensino Superior dos Institutos Paraibanos de Educação, sendo também membro da Comissão Governamental da Reestruturação do Sistema Financeiro da Paraíba.

José Nunes de Almeida Neto, vide "XIII. Administração e Conselho Fiscal – 13.1 Administração – 13.1.1. Conselho de Administração".

José Renato Ferreira Barreto, brasileiro, formado em engenharia mecânica pela Universidade Federal da Paraíba, com mestrado em engenharia de produção pela Universidade Federal de Santa Catarina. Ingressou na Emissora como estagiário e passou por diversos cargos, de engenheiro, chefe de divisão, assistente de departamento, chefe de departamento, coordenador de projetos e coordenador do programa de melhoria da Emissora. Foi coordenador do sub-comitê de transporte COGE-Eletrobrás.

José Távora Batista, brasileiro, formado em engenharia elétrica pela Universidade Federal do Ceará, com especialização em engenharia de distribuição e sistema de distribuição de subestações. Foi admitido pela Emissora em 1980, tendo ocupado os cargos de chefe de divisão de fiscalização de consumidores, chefe de divisão de combate a fraude, chefe do departamento regional centro, superintendente de distribuição de Fortaleza, chefe do projeto qualidade de serviço da distribuição sul.

Luciano Alberto Galasso Samaria, vide "XIII. Administração e Conselho Fiscal – 13.1 Administração – 13.1.1 Conselho de Administração".

Diretor de Relações com os Investidores

O diretor de relações com os investidores da Emissora é o Sr. Antônio Osvaldo Alves Teixeira, com endereço comercial na sede da Emissora, na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917, CEP 60127-900, telefone (85) 216- 355 e fac-símiles (85) 216 4111/1422/1410.

O endereço de correio eletrônico para contato é investor@coelce.com.br e o endereço para acesso do site da Emissora na Internet é http://www.coelce.com.br.

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13.1.3 Remuneração da Administração

A assembléia geral ordinária dos acionistas da Emissora, realizada em 29 de abril de 2004, deliberou a fixação da remuneração global anual para os membros dos órgãos da administração da Emissora em até R$3.700.000,00, entre fixos e variáveis, a qual será distribuída e individualizada entre seus membros, conforme deliberado em reunião da diretoria. Deliberou-se também que cada membro do conselho de administração receberá R$3.000,00, por cada reunião do conselho de administração de que participar.

13.1.4 Contratos entre a Emissora e os Membros da Administração

A Emissora celebrou contratos de trabalho com os diretores, contrato padrão do grupo Endesa. Também foi assinado, pelos conselheiros, administradores e demais funcionários que tenham acesso a informação privilegiada norma de divulgação de fato relevante, de acordo com a Instrução CVM n.º 358/02.

13.2 Conselho Fiscal

A Emissora possui um conselho fiscal de funcionamento não permanente, instalado nos exercícios sociais a pedido de acionistas que representem, no mínimo 10% das ações com direito a voto ou 5% das ações sem direito a voto.

O conselho fiscal será composto por três membros e igual número de suplentes, eleitos pela assembléia geral, tendo a competência que lhes é atribuída pelo artigo 163 da Lei n.° 6.404/76. Um dos membros efetivos e o respectivo suplente poderão ser eleitos, em votação em separado, pelos titulares de ações preferenciais, presente à assembléia geral. No caso de comparecimento de acionistas minoritários que representem, em conjunto, 10% ou mais das ações com direito a voto, e que exerçam o direito que lhes é conferido por lei, de também eleger um membro e respectivo suplente, a composição do conselho fiscal será alterada automaticamente, passando a ser de cinco membros e igual número de suplentes, a fim de ficar assegurado aos demais acionistas com direito a voto a eleição de número de efetivos e suplentes definido no parágrafo 4º do artigo 161 da Lei n.º 6.404/76.

O endereço comercial dos membros do conselho fiscal é a sede da Emissora, na cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917, CEP 60127-900.

Para o exercício social de 2004, deliberou-se manter instalado o conselho fiscal, até a próxima assembléia geral ordinária que vier a deliberar sobre as contas do exercício social findo em 2004, com os seguintes membros:

Conselheiros Titulares

Data de Eleição

Conselheiros Suplentes

Data de Eleição

Sérgio Queiroz Lyra (eleito pelos minoritários)

29.4.04 Lício da Costa Raimundo 29.4.04

José Aldro Luiz de Oliveira 29.4.04 Hélder de Queiroz Lacerda 29.4.04 Aldemir Ferreira de Paula 29.4.04 Raymundo Ivan de Oliveira Fernandes 29.4.04

Segue abaixo resumo das biografias dos membros do conselho fiscal:

José Aldro Luiz de Oliveira, brasileiro, formado em economia, com especialização em desenvolvimento econômico e administração, e mestre em administração. Atualmente, atua na área de consultoria publica e empresarial. No Banco do Nordeste do Brasil S.A., exerceu os cargos de técnico em desenvolvimento econômico, chefe das divisões de projetos agroindustriais e de cooperativas, gerente do crédito rural e chefe do departamento de desenvolvimento rural. Foi também presidente da Comissão de Reestruturação do Sistema Financeiro da Paraíba.

Aldemir Ferreira de Paula Augusto, brasileiro, formado em direito pela Universidade Federal de Pernambuco e pós-graduado em direito e processo tributário pela Universidade de Fortaleza. É sócio do Escritório Rosa Siqueira em Fortaleza, no Estado do Ceará, e em Recife, no Estado de Pernambuco.

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Sérgio Queiroz Lyra, brasileiro, formado em economia pela Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federal do Espírito Santo, em 1970, e pós-graduado em macroeconomia pelo Centro de Estudos para a América Latina, em 1971, e em administração de empresas pela Pontifícia Universidade Católica, em 1974. Trabalhou na Petrobrás entre 1976 e 1995, atuando na Divisão de Operações Financeiras e Exterior, tendo chefiado os Setores de Controle de Recursos no Exterior, de Pagamento de Petróleo e Derivados e de Execução Cambial. Ainda na Petrobrás atuou na Divisão de Planejamento Estratégico. Como consultor da Macroplan (empresa que 1989 atou com consultoria em planejamento na Petrobrás, realizando o primeiro plano estratégico da Petrobrás) e em função da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, elaborou, em 1995 e 1996, com a participação de equipe técnica do Governo do Estado do Mato Grosso do Sul, os macrocenários para o Estado de Mato Grosso do Sul, com horizonte de 15 anos. Atualmente é diretor administrativo da Fundação Petrobrás de Seguridade Social – Petros, conselheiro supervisor da Companhia Petrolífera Marlin, diretor de assuntos de pessoal da Associação de Engenheiros da Petrobrás-AEPET e diretor da Federação Única dos Petroleiros, sendo um dos criadores do Comitê em Defesa dos Participantes da Petros.

Raimundo Ivan de Oliveira Fernandes, brasileiro, formado em direito pela Universidade de Fortaleza, com especialização em administração financeira. Exerceu os cargos de chefe do departamento de operações de crédito no mercado financeiro e do departamento de operações de crédito e risco do BEC. Foi membro do conselho de administração do BEC e membro do conselho de curadores da Caixa de Previdência dos Funcionários do BEC. Participou da comissão de reestruturação do sistema financeiro da Paraíba, tendo exercido o cargo de diretor financeiro do Banco do Estado da Paraíba. Foi consultor do Instituto Interamericano de Cooperação para Agricultura.

Licio da Costa Raimundo, brasileiro, formado em economia pela Faculdade de Economia e Administração da Universidade de São Paulo, com mestrado e doutorado em economia pelo Instituto de Economia da Unicamp. Atualmente é gerente da área de planejamento de investimento da Fundação Petros. É professor do curso de economia da Faculdade de Campinas – FACCAMP. Atuou como assessor técnico da Secretaria de Finanças da Prefeitura Municipal de Campinas. Foi coordenador e professor do curso de ciências econômicas nas Faculdades de Valinhos.

Hélder de Queiroz Lacerda, brasileiro, formado em ciências contábeis pela Universidade Federal da Paraíba, com pós-graduação em gestão empresarial pela Universidade Federal da Paraíba. Atuou como gerente de recursos tecnológicos do Banco do Estado da Paraíba. Foi membro da Comissão Técnica de Privatização do Banco do Estado da Paraíba.

13.3 Planos de Opção de Compra de Ações

A Emissora não possui planos de opção de compra de ações para os membros da administração ou para os membros do conselho fiscal.

13.4 Participações na Emissora de Titularidade da Administração e/ou do Conselho Fiscal

13.4.1 Conselho de Administração

Em 30 de junho de 2004, os membros do conselho de administração eram titulares de 1.207 ações ordinárias de emissão da Emissora.

13.4.2 Diretoria

Em 30 de junho de 2004, os membros da diretoria eram titulares de três ações ordinárias de emissão da Emissora.

13.4.3 Conselho Fiscal

Em 30 de junho de 2004, os membros do conselho fiscal não eram titulares de quaisquer ações de emissão da Emissora.

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XIV. RECURSOS HUMANOS Em 30 de junho de 2004, a Emissora contava com uma força de trabalho de 1.364 empregados. O quadro a seguir demonstra a situação atual da força de trabalho da Emissora:

Número de Empregados por Atividade 30.6.04 31.12.03 31.12.02 31.12.01 Administrador 22 19 19 20 Advogado 6 7 8 7 Agente Administrativo 228 232 239 260 Analista de Recursos Humanos 0 0 0 1 Analista de Sistemas 3 3 3 3 Assessor Jurídico 1 1 1 1 Assistente 12 9 9 9 Assistente de Administração 2 2 2 2 Assistente de Marketing 0 0 0 2 Assistente Júnior 0 0 1 1 Assistente Social 3 3 3 3 Assistente Técnico 3 3 3 3 Auditor 2 3 4 4 Auditor Trainee 1 0 0 0 Auditor Chefe de Equipe 1 0 0 0 Auxiliar de Serviço 2 2 3 8 Auxiliar Técnico 11 11 11 8 Chefe Trein. Seleção 0 0 1 1 Contador e Contador I 26 25 24 25 Desenhista 6 6 6 7 Diretor Vice-Presidente Financeiro (1) 1 1 1 1 Economista 32 32 29 29 Eletricista 467 481 492 515 Eletrotécnico 191 184 182 180 Enfermeiro do Trabalho 1 1 1 1 Engenheiro e Engenheiro I 209 201 201 221 Engenheiro de Segurança do Trabalho 1 1 1 1 Engenheiro Operacional 5 5 6 5 Especialista – Projetos Especiais 1 1 0 0 Estatístico 1 1 1 1 Executivo de Segurança 1 1 1 1 Gerente Financeiro 1 1 1 1 Inspetor de Linhas e Redes 2 3 0 0 Jornalista 1 1 1 1 Médico do Trabalho 1 1 1 1 Motorista 1 1 2 2 Operador de Subestação 53 57 60 62 Programador de Computador 1 1 1 1 Psicólogo 1 0 0 0 Secretária 30 30 35 38 Técnico Agrícola 3 3 3 3 Técnico de Comunicação 1 1 1 1 Técnico de Contabilidade 12 12 12 12 Técnico de Telecomunicações 2 2 2 2 Técnico em Informática 2 2 2 2 Técnico em Mecânica 0 0 1 1 Técnico em Segurança do Trabalho 14 14 16 16 Tributarista Geral 0 0 0 1 Número Total de Empregados 1364 1375 1401 1464 __________ (1) Por terem outra ocupação, ao iniciarem na Emissora, os demais diretores estão designados em outros cargos.

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O índice de produtividade atingiu 1.533 clientes por empregado, o que corresponde a um nível de produtividade dentro dos padrões internacionais. Os empregados da Emissora são empregados em período integral.

Os empregados da Emissora são filiados ao Sindicato dos Eletricitários do Ceará – Sindeletro. A Emissora mantém um bom nível de relacionamento com o Sindeletro. No Acordo Coletivo há a previsão de reuniões entre a Emissora e o Sindeletro a cada dois meses, que são realizadas regularmente, além de reuniões extraordinárias quando solicitadas, a fim de prestar algumas informações de ações relacionadas com os colaboradores. Os acordos coletivos de trabalho da Emissora têm vigência de dois anos.

A Emissora considera satisfatório seu relacionamento com seus empregados. As atividades da Emissora não sofreram qualquer interrupção decorrente de paralisação pelos trabalhadores que tenha produzido efeito significativo em suas operações nos últimos cinco anos.

A Emissora possui 165 empregados que possuem estabilidade, inclusive membros da comissão interna de prevenção de acidentes e dirigentes sindicais. A tabela abaixo indica o motivo da estabilidade e o número de empregados que desfrutam desta estabilidade:

Tipo de Estabilidade ou Afastamento Quantidade de Empregados Sindicato 35 CIPA 84 Retorno Acidente de Trabalho 15 Afastados Previdência 31 Total 165

14.1 Política de Treinamento

Investir no desenvolvimento e qualificação dos profissionais para assegurar a consolidação dos valores da Emissora, alcançando os objetivos estratégicos do negócio e oferecendo com segurança, serviços de qualidade para a satisfação dos clientes. Assim, a Emissora define sua política de treinamento, pois entende que a capacitação constitui ferramenta chave para o desenvolvimento das competências necessárias ao bom desempenho do profissional. Em 2003, foram realizadas um total de 138 mil homens-hora de treinamento.

Além dos cursos operacionais e de atualização tecnológica, a Emissora tem propiciado aos seus gestores um melhor conhecimento do negócio e do mercado energético. Pode-se citar como exemplo a participação de 35 profissionais no MBA – Gestão de Negócios em Energia Elétrica da Fundação Getulio Vargas, o início da preparação em habilidade de negociação e a implementação do Programa de Desenvolvimento de Gestores com o objetivo de trabalhar as habilidades de gestão e potencializar os talentos existentes na empresa.

Visando a Segurança do Trabalho, foi desenvolvido um forte programa de conscientização, associado ao aperfeiçoamento contínuo dos profissionais que atuam em atividades de risco. Ainda neste campo, vale destacar o convênio assinado com o SENAI, através do qual foram implementados o Curso para Formação Básica do Profissional em Eletricidade e uma Rede Pedagógica de Referência para atender às atividades práticas do curso. Este foi o primeiro curso profissional no gênero oferecido à comunidade.

14.2 Política de Benefícios

14.2.1 Vale Alimentação Smart

Visa suprir as necessidades alimentares do empregado e de seus familiares. Cada empregado recebe o quantitativo de vale alimentação, referente aos dias úteis mensal, que deve ser utilizado nos

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supermercados credenciados para aquisição de gêneros alimentícios. O valor atual de cada vale alimentação é de R$11,62 e a participação do empregado no custeio varia conforme planilha abaixo.

Faixa Salarial Emissora Empregado Até 5 Salários Mínimos 95% 5% De 5 a 8 Salários Mínimos 92% 8% Acima de 8 Salários Mínimos 80% 20%

A Emissora não limitou o benefício às exigências do PAT – Programa de Alimentação do Trabalhado. Todos os empregados, independentemente do nível salarial, recebem o benefício.

Em 2003, o custo para a Emissora foi de R$3.054 mil e custo para o empregado foi de R$460,1 mil, contemplando uma média mensal de 1.352 empregados. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$827,6 mil, para a Emissora e de R$147,8 mil para o empregado, contemplando a uma média mensal de 1.341 empregados.

14.2.2 Creche e Creche Escola

Auxílio financeiro para assistência aos filhos de empregados(as), na faixa etária de dois meses a sete anos, mediante reembolso ao empregado(a) do valor pago por estes às creches e escolas, obedecendo ao teto limite do valor de R$511,06, para creche período integral para dependentes de dois meses a três anos, e limite de R$255,53, para creche meio período para dependentes de três a sete anos, inclusive.

Em 2003, foram beneficiados 299 empregados, atendendo a 426 crianças. O custo para a Emissora foi de R$618,1 mil. No primeiro semestre de 2004 este custo foi de R$151,9 mil, beneficiando um total de 264 empregados.

14.2.3 Benefício Apoio ao Excepcional

Benefício concedido para tratamento especializado a filho de empregado portador de deficiência mental, motora, ou sensorial (especificamente visual, auditiva e distúrbios graves da fala ou comportamento). As modalidades de tratamentos abrangidas incluem fonoaudiologia, natação, psicologia, terapia ocupacional, fisioterapia, psicomotricidade e psicologia.

Em 2003, foram beneficiados uma média mensal de 20 empregados e 21 dependentes, cujo custo anual para a Emissora com o referido beneficio foi de R$107.950,00. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$23,2 mil, beneficiando a uma média mensal de 16 empregados e 17 dependentes.

14.2.4 Vale Transporte

Destinado aos empregados para utilização em transporte coletivo, do deslocamento da residência ao trabalho e vice-versa. Permite ao empregado, gastar apenas o equivalente a 6% do seu salário básico com transporte, sendo o excedente pago pela empresa.

Foram atendidos em 2003, uma média mensal de 366 empregados, com o custo anual para a Emissora de R$509,8 mil e o custo para o empregado de R$266,3 mil. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$129,8 mil, para Emissora e de R$99,5 mil] para os empregados, beneficiando a uma média mensal de 364 empregados.

14.2.5 Transporte Especial

A Emissora mantém a atual sistemática de transporte especial para a rota do distrito industrial, sendo esta atendida por veículo compatível com o número de empregados da Emissora que se utilizam do transporte.

14.2.6 Plano de Assistência Médica e Odontológica da Coelce – Plamec

O Plamec foi criado por meio da Resolução PR n.º 002/98 e tem por objetivo proporcionar aos empregados da Emissora filiados à Faelce, seus dependentes e agregados, aos aposentados pela Emissora vinculados à Faelce, seus dependentes e agregados e aos ex-empregados da Emissora, que na época do desligamento eram filiados à Faelce, seus dependentes e agregados, os benefícios da assistência médica, hospitalar e odontológica, através do acesso a profissionais e entidades conveniadas com as empresas contratadas para prestação destes serviços.

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Os benefícios com cobertura pelo Plamec abrangem o atendimento médico hospitalar e odontológico em regime ambulatorial e de internação em diversas especialidades, havendo dois padrões de internação referentes à internação hospitalar, sendo opcional a escolha do segurado pelo plano de apartamento simples ou enfermaria.

A Emissora participa do custo financeiro do benefício, para empregados e dependentes, com percentual sob os valores das mensalidades cobrados pelos fornecedores, percentual este que varia conforme nível salarial dos empregados. A participação financeira dos empregados é feita através de débito em folha de pagamento, obedecendo a planilha abaixo, conforme regulamento do Plamec firmado em 27 de março de 1998.

Participação Nível Salarial Emissora Empregado

1 e 2 90% 10% 3 e 4 85% 15%

5 a 14 80% 20% 15 a 16 75% 25% 17 a 19 70% 30% 20 a 22 65% 35% 23 a 25 60% 40% 26 a 28 55% 45% 29 a 30 50% 50%

Em 2003, foram beneficiados uma média mensal de 1.336 empregados e 3.480 dependentes com um custo anual para a Emissora de R$3.295,1 mil, sendo que a participação dos empregados foi de R$1.409,8 mil. No primeiro semestre de 2004, o custo da Emissora foi de R$875,4 mil, enquanto que a participação dos empregados foi de R$375,5 mil, beneficiando uma média mensal de 1.322 empregados e 3.382 dependentes.

14.2.7 Seguro de Vida em Grupo e Acidentes Pessoais

A Emissora, na qualidade de estipulante, contrata seguro de vida e acidentes para dar cobertura securitária aos empregados, aposentados e respectivos cônjuges e estagiários. Para os empregados o prêmio é contributório, ou seja, a Emissora participa com 50% do custo mensal e o empregado com 50%, sendo este valor debitado em folha de pagamento. Com relação aos estagiários, a Emissora é responsável por 100% do prêmio mensal do segurado. Os aposentados pagam 100% do seu prêmio mensal.

Coberturas contratadas para empregados, aposentados e respectivos cônjuges, considerando que aposentados e cônjuges não têm cobertura por invalidez motivada por doença:

Cobertura Importância Segurada Segurado VG Principal (Empregados e Aposentados)

Morte Natural 20 X Salário Nominal Morte Acidental 40 X Salário Nominal Invalidez Permanente Total por Doença 20 X Salário Nominal Invalidez Permanente Total por Acidente Até 40 X Salário Nominal

Cônjuges (Cobertura de 50% do Segurado Principal) Morte Natural 10 X Salário Nominal Morte Acidental 20 X Salário Nominal Invalidez Permanente Total por Acidente Até 20 X Salário Nominal

Estagiários: Morte Acidental 10.000,00 Invalidez Permanente Total por Acidente 10.000,00

Em 2003, foram cobertos uma média mensal de 1.340 empregados e 77 estagiários. O custo anual para a Emissora foi de R$251,4 mil e a dos empregados foi de R$250,4mil. No primeiro semestre de 2004 este custo foi de R$71,6 mil para a Emissora e de R$71 mil para os empregados, para cobertura de uma média mensal de 1.329 empregados e 62 estagiários.

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14.2.8 Auxílio Funeral

A Emissora concede auxílio financeiro destinado às despesas funerais a empregados e dependentes legais, tendo como valor máximo R$1.393,80 para o empregado e R$696,90 para dependentes legais. Em caso de morte acidental do empregado, em decorrência de acidente de trabalho, as despesas com o funeral são integralmente de responsabilidade da Emissora.

Em 2003, a Emissora teve um custo de R$3,5 mil sendo coberto um empregado e quatro dependentes. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$2 mil, para três dependentes.

14.2.9 Licença Acompanhante

É o afastamento de até 15 dias, sem perda salarial e benefícios, concedido ao empregado que necessite acompanhar dependente legal, por motivo de doenças destes, mediante atestado do especialista que acompanha o paciente, condicionado ao parecer favorável do serviço social da Emissora.

14.2.10 Atendimento Social

O serviço social consiste no conjunto de atribuições de ajuda social direcionada a capacitar empregados e familiares na solução de problemas, estimulando sua autonomia e independência, cujas atribuições são orientações e acompanhamentos referentes a problemas graves de saúde, desajustes familiares, visitas domiciliares e hospitalares, planejamento econômico, entre outros.

14.2.11 Ginástica Laboral

Benefício destinado aos empregados com o objetivo de melhorar as condições físicas, corrigir vícios posturais e prevenir a fadiga muscular, contribuindo para a prevenção de doenças por traumas acumulativos como Lesões por Esforços Repetitivos – LER e Distúrbio Osteomuscular Relacionado ao Trabalho – DORT. Em 2003, o custo para a Emissora foi de R$7,8 mil. O custo no primeiro semestre de 2004 para Emissora foi de R$2,9 mil.

14.2.12 Apoio ao Portador do HIV e de Doenças Terminais

A Emissora mantém um programa preventivo da AIDS e assistência ao empregado portador do HIV e de doenças terminais através de acompanhamento médico, social e psicológico. Antes de utilizar-se deste benefício, no entanto, o empregado deverá utilizar-se de todos os benefícios e tratamentos possíveis acobertados pelo plano de saúde oferecido pelo Plamec.

14.2.13 Benefício de Assistência ao Empregado Acidentado do Trabalho – Complementação do Auxílio Doença Acidentário

A Emissora concede aos empregados acidentados do trabalho e vítimas de doenças ocupacionais, complemento do auxílio doença acidentário pago pelo INSS, a fim de garantir o recebimento pelo empregado da sua remuneração integral, como se trabalhando estivesse.

Referido benefício é concedido pelo período de 24 meses contados a partir do afastamento do trabalho, o pagamento é feito através de depósito em sua conta bancária.

Em 2003, receberam complementação uma média mensal de 12 empregados, com o custo anual para a Emissora de R$227,8 mil. No primeiro semestre de 2004 este custo foi de R$26,4 mil, atendendo a uma média mensal de sete empregados.

14.2.14 Indenização por Morte ou Incapacidade Total e Permanente em Decorrência de Acidente do Trabalho

A Emissora concede o benefício do pagamento da indenização aos dependentes do empregado quando por morte acidental deste, ou ao próprio empregado por ocasião da sua aposentadoria por invalidez permanente total em decorrência de acidente do trabalho. Referida indenização corresponde ao múltiplo do tempo de serviço na Emissora multiplicado pelo salário da data do evento, não podendo ser inferior a dez anos.

Em 2003, a Emissora pagou uma indenização de R$118,9 mil, sendo beneficiado um empregado. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$63,8 mil, beneficiando um empregado.

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14.2.15 Assistência Médica, Paramédica e Social

A Emissora presta ainda ao acidentado do trabalho toda assistência e acompanhamento social, faz aquisição de medicamentos e aparelho ortopédico, propicia transporte adequado ao deslocamento para tratamento, bem como lhe proporciona um plano de assistência médica específico para o seu tratamento. Quando necessário, a Emissora promove a readaptação profissional do empregado em outro cargo, sem redução salarial. O empregado readaptado em função diversa daquela originariamente exercida pelo mesmo não poderá servir de paradigma ou pleitear equiparação salarial em relação aos demais empregados que exerçam a mesma função.

Em 2003, o custo para a Emissora com o referido beneficio foi de R$47,3 mil. No primeiro semestre de 2004, este custo foi de R$4,7 mil.

14.2.16 Transporte para Acidentado do Trabalho

A Emissora mantém condições adequadas de deslocamento ao empregado acidentado do trabalho e à vítima de doenças profissionais, do trajeto necessário para a realização de tratamento médico e fisioterápico, mediante as modalidades de vale transporte, ambulância, táxi ou viatura da Emissora.

14.3 Política Salarial, Promocional e Plano de Carreira

A Emissora atualmente trabalha no redesenho de um novo Plano de Cargos, Carreiras e Salários, conforme Instrumento Aditivo ao Acordo Coletivo de Trabalho 2000/2002, cuja implantação está prevista para agosto de 2004. A Emissora estima que o nível de salário de seus profissionais encontra-se compatível com o mercado local e regional de empresas congêneres.

14.4 Participação nos Lucros

A Emissora não possui quaisquer tipo de plano de opção de compra de ações destinado aos empregados e a única forma de envolvimento dos empregados no capital da Emissora é por meio de participação nos lucros.

Nos termos do Acordo Coletivo, a Emissora repassará para todos os seus empregados até o mês de maio de 2004 e maio de 2005, a título de participação nos lucros, nos termos do artigo 7º, inciso XI da Constituição Federal, parcela do resultado positivo do exercício imediatamente anterior.

Como forma de regulamentação do plano de participação nos resultados, a Emissora, nos moldes da Lei n.º 10.101, de 19 de dezembro de 2000., adotou os seguintes parâmetros para apurar o valor a ser pago a cada empregado: se a Emissora tiver lucro, nos termos do artigo 189 da Lei n.º 6.404/76, nos exercícios de 2003 e 2004, será feita uma distribuição de um bônus de produtividade aos empregados do exercício correspondente, proporcionalmente aos meses trabalhados, após realizada uma avaliação de desempenho que determinará o quantum proporcional do bônus (percentual do salário base) a cada empregado, e cujo pagamento será efetuado após aprovação do balanço e a realização da avaliação mencionada.

Assim, havendo lucro e se a rentabilidade sobre o patrimônio líquido for de acordo com a primeira coluna da tabela abaixo, será distribuído a cada trabalhador, de acordo com a sua avaliação e enquadramento nos respectivos grupos de avaliação, os seguintes valores:

% do Salário Base de Acordo com a Avaliação de Desempenho e Distribuição nos Grupos de Avaliação

Rentabilidade do

Patrimônio Líquido Grupos D-E Grupo C Grupo A-B 1,0% a 5,9% 27% do Salário Base 40% do Salário Base 53% do Salário Base 6,0% a 8,9% 37% do Salário Base 55% do Salário Base 73% do Salário Base 9,0% a 11,9% 47% do Salário Base 70% do Salário Base 93% do Salário Base 12,0% a 14,9% 57% do Salário Base 85% do Salário Base 113% do Salário Base 15% ou mais 67% do Salário Base 100% do Salário Base 133% do Salário Base

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14.5 Acordos de Compensação e Prorrogação de Jornada de Trabalho

Conforme definido no Acordo Coletivo, a Emissora mantém pelo trabalho extraordinário realizado aos domingos e feriados nacionais, o pagamento do adicional de 100% sobre as horas extras efetivamente trabalhadas ou o equivalente em folgas, sendo que a compensação de horas extras apenas é feita mediante entendimento entre a Emissora e o empregado.

14.6 Segurança e Medicina do Trabalho

A Emissora não possui áreas e/ou atividades insalubres de acordo com a Norma Regulamentadora NR-15 – Atividades e Operações Insalubres, da Portaria Ministerial n.º 3.214, de 8 de junho de 1978, do Ministério do Trabalho e Emprego. A Emissora, de acordo com a Classificação Nacional de Atividades Econômicas – CNAE, é uma empresa classificada como Grau de Risco 3, e portanto suas atividades são de natureza periculosas, baseadas na Lei n.º 7.369, de 20 de setembro de 1985, regulamentada por meio do Decreto-Lei n.º 93.412/86. A Emissora mantém o pagamento do adicional de periculosidade em conformidade com a legislação em vigor aplicável ao setor elétrico.

14.7 Fundação Coelce de Seguridade Social – Faelce

A Emissora, juntamente com a Faelce, uma entidade fechada de previdência complementar, concede aos seus empregados o beneficio da complementação previdenciária a aposentadoria. O empregado e a Emissora contribuem para o referido benefício, conforme estatuto e regulamento do plano de previdência privada. A Emissora, na qualidade de patrocinadora da Faelce, deve contribuir de forma permanente e regular para a Faelce.

Em 2003, a quantidade de participantes foi de 1.319 empregados, sendo que o custo de contribuição para a Emissora foi de R$6.362,4 mil e a participação dos empregados foi de R$2.978,7 mil. No primeiro semestre de 2004, a quantidade de participantes foi de 1.312, sendo o custo de contribuição para a Emissora de R$1.693,4 mil e dos empregados de R$816,7 mil.A Emissora, além de patrocinadora é também instituidora da Faelce e portanto responde subsidiária e solidariamente pelas obrigações contraídas pela Faelce com seus participantes que forem empregados da Emissora. A Faelce encerrou o exercício de 2003 com um patrimônio líquido previdenciário (reserva técnica) de R$361.462 mil, enquanto que seu passivo atuarial (reserva matemática) totalizou R$315.369 mil tendo portanto alcançado um superávit de R$46.094 mil.

Ao final do ano de 2003, a Faelce obteve uma rentabilidade nominal líquida de 19,64%. A Faelce, mantendo uma política de investimentos conservadora, baseado em diretrizes estabelecidas na legislação e decisões tomadas pelo seu comitê de investimentos, concentrou a maior parcela de seus investimentos em papéis de renda fixa, como podemos observar na tabela abaixo, demonstrativa da estrutura das reservas técnicas:

Em 31/12/2002 Em 31/12/2003 Distribuição R$ (mil) % / R$ (mil) R$ (mil) % / R$ (mil)

Renda Fixa 191.484 63,5% 241.240 64,74% Renda Variável 31.496 10,4% 45.962 12,72% Imóveis 16.240 5,4% 14.466 4,00% Empréstimos a Participantes 4.416 1,5% 6.192 1,71% Total Investimentos 243.636 80,8% 307.860 85,17% Operações com a Patrocinadora 53.217 17,6% 52.945 14,65% Outras Contas 4.775 1,6% 657 0,18% Total Reservas Técnicas 301.628 100% 361.462 100%

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14.8 Associação dos Engenheiros da Coelce

A Associação dos Engenheiros da Coelce conta com 102 associados. A Emissora não contribui financeiramente para a manutenção desta associação, mas recolhe através da folha de pagamento a taxa de manutenção desde que autorizada pelo associado.

14.9 Planos de Incentivo de Desligamento de Empregados

Atualmente a Emissora não possui em vigência quaisquer plano de desligamento voluntário, entretanto a Emissora ainda está efetuando quitações de compromissos assumidos em planos vigentes em 2000 e 2001. Estas obrigações serão quitadas, conforme percentuais a seguir: 42% em 2004, 50% em 2005 e 8% em 2006.

14.10 Disposições da Deliberação CVM n.º 371/00

Em dezembro de 2000, o Instituto Brasileiro de Contadores emitiu pronunciamento técnico sobre a contabilização de benefícios a empregados (aprovado pela Deliberação CVM n.º 371/00), estabelecendo quando e de que forma os custos para proporcionar benefícios a empregados devem ser reconhecidos pela empregadora/patrocinadora, assim como as informações que devem ser divulgadas nas demonstrações financeiras. A aplicação deste pronunciamento foi requerida a partir do exercício iniciado em 2002.

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XV. PENDÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS

A Emissora é parte em diversos processos judiciais e administrativos, eminentemente originados das características intrínsecas da atividade que desempenha. Na opinião da Emissora, mesmo que esses processos sejam decididos contrariamente aos seus interesses, tal fato não terá efeito significativo nos seus negócios, em seus balanços financeiros ou nos resultados de suas operações. As pendências judiciais e administrativas em andamento em 30 de junho de 2004 totalizavam R$160.396 mil, envolvendo causas de natureza cível, fiscal, tributária, ambiental e trabalhista.

A composição consolidada da provisão para contingências da Emissora apresenta-se da seguinte forma:

R$ mil 30.6.04 31.12.03 31.12.02 Natureza

Tributária 57.343 55.545 50.528 Cível 12.801 11.856 15.596 Trabalhista 19.129 18.660 14.545

Total 89.274 86.061 80.669 Circulante 2.177 450 0 Exigível a Longo Prazo 87.098 85.611 80.669

15.1 Pendências Judiciais e Administrativas Fiscais

A Emissora é parte em 46 processos fiscais, sendo 31 na esfera judicial e 15 na esfera administrativa. O valor total discutido nestes processos é de R$95.383 mil. O provisionamento total efetuado pela Emissora relacionado a tais demandas é de R$57.343 mil.

15.1.1 Denúncia Espontânea – Exclusão da Multa de Mora

Entre janeiro de 1999 e abril de 2003, a Emissora impetrou quatro mandados de segurança visando ao não pagamento de valores exigidos a título de multa de mora quando do recolhimento espontâneo por parte da Emissora de tributos da competência da Secretaria da Receita Federal. Em 1999, a Emissora utilizou parte de tais valores na compensação com outros tributos no montante de R$9 milhões, sem, no entanto, estar amparada por decisão judicial definitiva reconhecendo tal direito, razão pela qual efetuou o respectivo provisionamento de tal contingência no valor atualizado de R$11,3 milhões.

15.1.2 Funrural/Incra

Em outubro de 1999, a Emissora impetrou mandado de segurança visando à compensação dos valores pagos a título de contribuições ao Funrural/Incra com base na ilegalidade de sua cobrança. Em 2002, a Emissora utilizou parte de tais valores na compensação com outros tributos no montante de R$5,9 milhões, sem, no entanto, estar amparada por decisão judicial definitiva reconhecendo tal direito, razão pela qual efetuou o respectivo provisionamento de tal contingência no valor atualizado de R$7,8 milhões.

15.1.3 PIS/PASEP – Decretos-Leis n.º 2.445 e 2.449 de 1988

Em dezembro de 1998, a Emissora apresentou pedido administrativo de homologação de compensação, efetuada no montante de R$9 milhões, de valores pagos a título de contribuições do PIS/PASEP na vigência dos Decretos-Leis n.º 2.445 e 2.449, de 1988, com base da declaração de inconstitucionalidade de ambos os decretos-leis pelo STF. Tendo em vista que tais compensações realizadas ainda não foram homologadas em decisão administrativa definitiva, a Emissora efetuou o respectivo provisionamento no valor atualizado de R$17,3 milhões.

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15.1.4 ICMS – Termo de Acordo 035/91

Entre dezembro de 1999 e dezembro de 2003, foram lavrados seis autos de infração contra a Emissora exigindo o pagamento de ICMS não recolhido pela Emissora em face do Termo de Acordo n. 035/91. O Termo de Acordo n. 035/91, firmado entre a Emissora e o Estado do Ceará à época em que a Emissora era controlada pelo Poder Público, autorizava a Emissora a repassar o ICMS à medida de sua arrecadação. Diante da privatização da Emissora, o Estado do Ceará revogou tal benefício, inclusive com relação à época anterior à privatização da Emissora. A procedência de tais autos de infração ainda pende de decisão administrativa definitiva, salvo aqueles lavrados em 1999, cujo crédito tributário está sendo contestado pela Emissora em ação anulatória. Os valores envolvidos atualizados são de R$6,9 milhões. Não há provisionamento referente a esta contingência por ser considerada entre possível e provável a chance de êxito.

15.1.5 ICMS – Transferência de Créditos

Em outubro de 2002, foram lavrados três autos de infração contra a Emissora com base em aproveitamento supostamente indevido de créditos de ICMS adquiridos de empresas exportadoras nos termos da Lei Complementar n.º 87/1996 nos anos de 1999, 2000 e 2001. A procedência de tais autos de infração ainda pende de decisão administrativa definitiva. Os valores envolvidos atualizados são de R$2,6 milhões. Não há provisionamento referente a esta contingência por ser considerada entre possível e provável a chance de êxito.

15.2 Pendências Judiciais Cíveis

Em 30 de junho de 2004, a Emissora era parte em 1.065 processos judiciais cíveis, os quais, dada a natureza da atividade exercida pela Emissora, em sua grande maioria são movidos por consumidores. As matérias mais comuns tratadas em referidas ações são o questionamento de cobranças efetuadas pela Emissora e a reparação por danos materiais e morais supostamente sofridos pelos consumidores em decorrência de cobranças indevidas, de cortes de energia e de queima de equipamentos. Grande parte destes processos tramita perante os Juizados Especiais Cíveis.

De acordo com informações fornecidas pela Emissora, o valor total discutido nestes processos, em 30 de junho de 2004, era de R$35.326 mil. O provisionamento total efetuado pela Emissora relacionado a tais demandas foi de R$12.801 mil.

15.3 Pendências Judiciais Trabalhistas

Em 30 de junho de 2004, a Emissora era parte em 540 processos judiciais trabalhistas. De acordo com informações fornecidas pela Emissora, o valor total discutido nestes processos, em 30 de junho de 2004, era de R$29.687 mil. O provisionamento total efetuado pela Emissora relacionado a tais demandas foi de R$19.129 mil.

15.4 Pendências Administrativas Perante a ANEEL

Em 21 de julho de 2003, a Emissora recebeu Termo de Notificação (TN) n.º 147/2003, emitido pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), da ANEEL, alegando que as operações de desdobramento e resgate de ações realizadas pela Emissora vêm sendo feitas exclusivamente em interesse dos acionistas, descapitalizando a Emissora e descumprindo o inciso VIII do artigo 31 da Lei n.º 8.897, de 13 de fevereiro de 1995, segundo o qual incumbe à concessionária "captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à prestação do serviço". Vide "VII. Emissora – 7.4 Reestruturação Societária – 7.4.1 Incorporação da Distriluz e Desdobramento do Capital e Resgate de Ações.

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O TN, consubstanciado no processo n.º 48500.002531/03-85, determina que a Emissora desfaça integralmente as operações de resgate, anulando todos os atos societários, estornando contabilmente todos os lançamentos, adotando medidas efetivas de reembolso integral por parte dos acionistas dos valores e anulando todos os efeitos provocados pela operação de desdobramento e resgate de ações. A Emissora apresentou defesa à ANEEL, que por sua vez manifestou-se desfavoravelmente à defesa por meio do relatório de fiscalização enviado à Emissora em 26 de março de 2004. Em 19 de maio de 2004 a Emissora manifestou-se novamente nos autos do processo de fiscalização (Processo n.º 48500.002531/03-85) em que os consultores jurídicos da Emissora entendem que a operação de desdobramento e resgate de ações é legítima, não violando obrigação legal ou o Contrato de Concessão, já havendo, inclusive, decisão favorável da CVM em caso análogo.

Finalmente, em 28 de junho de 2004, a Emissora enviou à ANEEL parecer jurídico emitido pelo Dr. José Luiz Bulhões Pereira, que concluiu favoravelmente à Emissora, para que tal parecer fosse juntado ao processo, passando a fazer parte integrante deste.

Os acionistas da Emissora, em assembléia geral extraordinária realizada em 29 de abril de 2004, aprovaram não examinar a proposta da Emissora até que a ANEEL se pronuncie.

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XVI. OUTRAS INFORMAÇÕES E CONTINGÊNCIAS RELEVANTES

Principais Concorrentes

Atualmente, as distribuidoras adquirem parte da energia necessária para atendimento de seu mercado cativo por meio dos contratos iniciais, pelos quais o suprimento de energia é realizado a preços regulados pelo Poder Concedente. Esse suprimento, com preço mais baratos, proporciona o repasse de custos menores aos consumidores finais através das tarifas de fornecimento.

As recontratações devido à descontratação dos contratos iniciais ocorrerão por meio de leilão, e certamente serão a preços competitivos já que serão realizados com as "energias velhas". Essa perspectiva de negociação no pool de energias descontratadas com os distribuidores deve-se ao fato do Governo Federal promover a modicidade tarifária para os consumidores cativos.

Considerando a condição a ser aplicada pelo novo modelo do setor elétrico, para contratação de energia necessária ao atendimento da expansão do mercado, cujas contratações serão realizadas através do pool por mecanismo de licitação, espera-se que o resultado seja a preços competitivos, contribuindo para a modicidade das tarifas das distribuidoras.

As concessionárias distribuidoras não poderão desenvolver atividades de geração, de transmissão e de venda direta de energia elétrica para consumidores livres, exceto quando praticarem tarifas reguladas. O novo modelo elimina a possibilidade de contratação bilateral entre distribuidores e geradores, não permitindo tampouco a livre contratação entre empresas relacionadas, preservando, entretanto, os contratos já homologados pela ANEEL.

As novas regras mantêm a possibilidade da comercialização de energia livremente negociada para os grandes consumidores, que, atendendo certas condições, poderão adquirir energia diretamente de comercializadoras e produtores independentes. Para exercerem essa opção, deverão atender as condições contratuais, e na inexistência dessas, só poderão exercer a opção de serem livres no intervalo entre 12 e 36 meses a partir da manifestação formal à concessionária. O prazo para retornar à condição de consumidor cativo é de cinco anos, podendo este prazo ser reduzido a critério da distribuidora. Aquele que exercer a opção por ser livre deverá garantir o atendimento à totalidade de sua carga, mediante contratação, com um ou mais fornecedores, sujeito à penalidade pelo descumprimento dessa obrigação.

O novo modelo deverá reduzir as possibilidades de concorrência entre distribuidoras, auto-produtores e produtores independentes, principalmente se a energia destes forem de origem de novas gerações que possuem preços mais elevados.

Por outro lado, a implementação do realinhamento tarifário, determinado pelo Governo Federal, causará a elevação do custo da energia de preço regulado das distribuidoras para os consumidores finais atendidos nos níveis de tensões A1, A3 e A4, fato que certamente estimulará a auto-produção ou contratação diretamente de produtores independentes.

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ANEXOS

A. Minuta da Escritura de EmissãoB. Minuta do Contrato de CoordenaçãoC. Atos Societários Relativos ao Programa de DistribuiçãoD. Estatuto Social da EmissoraE. Informações Anuais - IANF. Demonstrações Financeiras Padronizadas - DFPG. Informações Trimestrais - ITR

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ANEXO A

Minuta da Escritura de Emissão

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ANEXO B

Minuta do Contrato de Coordenação

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ANEXO C

Atos Societários Relativos ao Programa de Distribuição

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ANEXO D

Estatuto Social da Emissora

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“ESTATUTO SOCIAL DA COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ - COELCE

CAPÍTULO I - DENOMINAÇÃO, ORGANIZAÇÃO, SEDE, DURAÇÃO E OBJETO

ARTIGO 1º - A Companhia Energética do Ceará - COELCE, que usará a abreviatura COELCE, é uma sociedade anônima,aberta, de capital autorizado, e terá suas atividades regidas por este Estatuto e pela Legislação em vigor, estando autorizadaa funcionar como empresa elétrica pelo decreto federal 69.469, publicado no D.O.U edição do dia 05 de novembro de 1971.

ARTIGO 2º - Constitui objeto da COELCE:

(a) a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos que lhesvenham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadas aosserviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(b) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação,transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma de concessão,autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado do Ceará, e outras áreasdefinidas pelo Poder Concedente;

(c) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, emespecial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(d) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico e socialem regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estatais ou privados,podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privada que revele empenhoem implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento;

(e) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social de outrascompanhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energia elétrica,incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

ARTIGO 3º - A COELCE tem sede e foro na cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, podendo instalar em qualquer partedo Território Nacional ou no exterior subsidiárias, sucursais, filiais, agências, postos de serviço, depósito e escritórios quese fizerem necessários, mediante aprovação do Conselho de Administração.

ARTIGO 4º - A COELCE tem prazo de duração indeterminado.

CAPÍTULO II - DO CAPITAL E DAS AÇÕES

ARTIGO 5º - O Capital Social é de R$ 433.057.722,64 (quatrocentos e trinta e três milhões, cinqüenta e sete mil,setecentos e vinte e dois reais e sessenta e quatro centavos), constituído por 155.710.600.088 (cento e cinqüenta e cincobilhões, setecentos e dez milhões, seiscentos mil e oitenta e oito) ações nominativas, sem valor nominal, sendo96.135.874.703 (noventa e seis bilhões, cento e trinta e cinco milhões, oitocentos e setenta e quatro mil, setecentos e três)ações ordinárias e 59.574.725.385 (cinqüenta e nove bilhões, quinhentos e setenta e quatro milhões, setecentos e vinte ecinco mil, trezentas e oitenta e cinco) ações preferenciais, estas divididas em duas classes: 56.236.537.604 (cinqüenta eseis bilhões, duzentos e trinta e seis milhões, quinhentos e trinta e sete mil e seiscentas e quatro) ações preferenciais“Classe A” e 3.338.187.781 (três bilhões, trezentos e trinta e oito milhões, cento e oitenta e sete, mil setecentas e oitentae uma) ações preferenciais “Classe B”.PARÁGRAFO PRIMEIRO - A COELCE está autorizada a aumentar seu capital até o limite de 300.000.000.000(trezentos bilhões) de ações sem valor nominal, sendo 100.000.000.000 (cem bilhões) ações ordinárias, 193.352.996.180(cento e noventa e três bilhões, trezentos e cinqüenta e dois milhões, novecentos e noventa e seis mil, cento e oitenta) açõespreferenciais Classe A e 6.647.003.820 (seis bilhões, seiscentos e quarenta e sete milhões, três mil, oitocentas e vinte)ações preferenciais Classe B.

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PARÁGRAFO SEGUNDO - As ações preferenciais Classe B poderão ser convertidas em ações preferenciais Classe A,a requerimento do interessado.

PARÁGRAFO TERCEIRO - Salvo deliberação em contrário do Conselho de Administração, os acionistas não terãodireito de preferência em qualquer emissão de ações, notas promissórias para distribuição pública, debênturesconversíveis em ações, ou bônus de subscrição, cuja colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores,subscrição pública ou permuta por ações em oferta de aquisição de controle, nos termos do 172 da Lei n.º 6.404/76.

PARÁGRAFO QUARTO - As ações da COELCE serão escriturais, permanecendo em contas de depósito em instituiçãoautorizada, em nome de seus titulares, sem emissão de certificados, nos termos dos artigos 34 e 35 da Lei n.º 6.404, de15.12.76

ARTIGO 6º - A integralização das ações obedecerá às normas e condições estabelecidas pela Assembléia Geral ou peloConselho de Administração, na hipótese do Parágrafo Primeiro do Art. 5º acima.

ARTIGO 7º - A instituição depositária poderá cobrar do acionista o custo do serviço de transferência da propriedade dasações escriturais.

ARTIGO 8º - A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações da Assembléia Geral, bem como o direito aorecebimento de dividendos na forma dos artigos 29,30 e 31 deste Estatuto.

ARTIGO 9º - As ações preferenciais não terão direito de voto, mas às mesmas são asseguradas as seguintes vantagens:

(a) prioridade no recebimento de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% (seis por cento) para as da Classe A e 10%(dez por cento) para as da Classe B, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe,corrigido ao término de cada exercício social;

(b) prioridade no reembolso de capital pelo valor do patrimônio líquido, no caso de liquidação da Companhia.

ARTIGO 10 - À COELCE, por deliberação do Conselho de Administração, é facultado emitir ações, sem guardar aproporção das espécies e/ou classes das ações já existentes, desde que o número de ações preferenciais não ultrapasse 50%(cinquenta por cento) do total das ações emitidas.

PARÁGRAFO ÚNICO - A COELCE poderá adquirir suas próprias ações, a fim de cancelá-las ou mantê-las em tesourariapara posterior alienação mediante autorização do Conselho de Administração.

CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO

ARTIGO 11 - A COELCE será administrada por um Conselho de Administração, órgão colegiado de funçõesdeliberativas, com as atribuições previstas na Lei, especialmente as do art. 142 da Lei 6.404/76, sem prejuízo daquelasestabelecidas neste Estatuto, e por uma Diretoria composta por 07 (sete) membros, sendo (I) o Diretor Presidente, (II) oDiretor Vice-Presidente Comercial, (III) o Diretor Vice-Presidente Administrativo-financeiro e de Relações comInvestidores, (IV) o Diretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos, (V) o Diretor Vice-Presidente dePlanejamento e Controle de Gestão, (VI) o Diretor Vice-Presidente de Distribuição e (VII) o Diretor Vice-Presidente deProjetos Institucionais.

ARTIGO 12 - A investidura nos cargos de Conselheiro de Administração e de Diretor far-se-á mediante termo lavrado emlivro próprio.

PARÁGRAFO ÚNICO - Findo o mandato, os administradores permanecerão no exercício de seus cargos, até ainvestidura de seus sucessores.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

ARTIGO 13 - O Conselho de Administração será constituído de 11 (onze) membros e até igual número de suplentes,eleitos pela Assembléia Geral, os quais terão mandato de 03 (três) anos, permitida a reeleição, cabendo a um deles aPresidência do Conselho e a outro a Vice-Presidência, respectivamente, observando os critérios abaixo, cuja escolha dar-se-á em reunião do próprio Conselho de Administração.

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Os membros do Conselho de Administração não poderão:

I - ter idade superior a 70 (setenta) anos;

II - ocupar cargos, funções ou ser representantes de sociedades consideradas concorrentes no mercado;

III - diretamente ou através de terceiros ocupar cargos ou funções, ser representantes ou estar vinculados a empresas que

sejam clientes ou fornecedores habituais de bens ou prestadores de serviços a outras sociedades do mesmo Grupo

Econômico, ao qual pertence a Companhia, sempre que tal condição possa suscitar conflito de interesses, excetuando-se

as instituições financeiras na condição de prestadores de serviços bancários à sociedade; e

IV - pertencer, simultaneamente, a mais de 05(cinco) Conselhos de Administração, não considerando para este efeito os

Conselhos das sociedades filiais da Companhia; do grupo ou entidade acionista, a qual represente o Conselheiro; e os

Conselhos das sociedades em que a participação patrimonial, pessoal ou familiar do Conselheiro, concede-lhe o direito de

formar parte dos mesmos.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - A posse do membro do Conselho de Administração, residente ou domiciliado no exterior,

fica condicionada à constituição de procurador residente no País, com poderes para receber citação em ações contra ele

propostas, com base na legislação societária, nos termos do art. 146, § 2º da Lei nº 6.404/76.

PARÁGRAFO SEGUNDO - Os empregados acionistas da COELCE terão direito de eleger um membro do Conselho de

Administração, mesmo no caso em que as ações que detenham não sejam suficientes para assegurar tal eleição. O

Conselheiro representante dos empregados acionistas será por estes escolhido previamente, mediante eleição.

PARÁGRAFO TERCEIRO - No caso de impedimento temporário do Presidente do Conselho, o seu substituto será o

Vice-Presidente do Conselho.

ARTIGO 14 - O Conselho de Administração reunir-se-á, com a presença da maioria de seus membros efetivos ou

suplentes, trimestralmente, ou quando necessário, sempre que convocado por seu Presidente ou pelo Vice-Presidente, ou

ainda por dois de seus membros, com a antecedência mínima de 02(dois) dias úteis, salvo se a reunião houver de se realizar

em local diferente do que o da sede social, em cujo caso a convocação requererá uma antecedência mínima de 05(cinco)

dias úteis, sendo certo que as convocações deverão conter as respectivas ordens do dia, acompanhadas dos documentos

pertinentes. As deliberações, consignadas em ata no livro próprio, serão tomadas por maioria de votos. A convocação

prévia será tida como dispensada se todos os membros do Conselho estiverem presentes à reunião. Os membros do

Conselho poderão ser representados nas reuniões por outro Conselheiro que indicarem, por instrumento escrito.

ARTIGO 15 - Compete ao Conselho de Administração a fixação da orientação geral dos negócios da COELCE, através

de diretrizes fundamentais de administração, bem como o controle superior da COELCE, pela fiscalização da observância

das diretrizes por ele fixadas, o acompanhamento da execução dos programas aprovados e verificação dos resultados

obtidos.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - No exercício de suas atribuições, cabe também ao Conselho de Administração deliberar

sobre a contratação, pela Companhia, de empréstimos ou financiamentos em geral, no mercado financeiro internacional

ou nacional, sob qualquer modalidade, e ainda sobre a emissão, nos mencionados mercados, de quaisquer títulos de

crédito, para distribuição pública ou privada, inclusive Notas Promissórias Comerciais, cujos valores de principal sejam

superiores a R$ 150.000.000,00 (cento e cinquenta milhões de reais), estabelecendo, entre outras condições: (I) o valor das

contratações ou emissões e sua divisão em série, se for o caso; II – a quantidade e valor nominal dos títulos ou contratos,

inclusive das Notas Promissórias; III – as garantias quando for o caso; (IV) – as condições de remuneração e de atualização

monetária, se houver; (V) – o prazo de vencimento dos contratos ou dos títulos; (VI) – o demonstrativo para comprovação

dos limites previstos no legislação aplicável; (VII) – o local de pagamento; (VIII) – a contratação de prestação de serviços,

tais como intermediação, custódia, liquidação, emissão de certificados, agente pagador, conforme o caso; e IX – e todas as

demais condições e características, sejam elas principais ou acessórias, das contratações ou emissões.

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PARÁGRAFO SEGUNDO - O Conselho de Administração, em cada exercício, examinará e submeterá a decisão daAssembléia Geral Ordinária o Relatório da Administração, o Balanço Patrimonial, a Demonstração dos Lucros ouPrejuízos Acumulados, a Demonstração do Resultado do Exercício, a Demonstração das Origens e Aplicações dosRecursos, bem como a proposta de distribuição de dividendos e de aplicação dos valores excedentes, anexando o Parecerdo Conselho Fiscal e o Certificado dos Auditores Independentes.

ARTIGO 16 - No caso de vacância ou impedimento temporário do cargo de membros do Conselho o mesmo serásubstituído por seu suplente, que servirá até a primeira Assembléia Geral que eleger o seu substituto.

DIRETORIA

ARTIGO 17 - A Diretoria é o órgão executivo da Companhia e é composta de 07 (sete) membros, eleitos e destituíveispelo Conselho de Administração observadas as disposições do Art. 11, sendo o prazo de gestão de 3 (três) anos, permitidaa reeleição, a qual caberá à Administração da Sociedade, somente podendo agir e/ou praticar atos que estiverem dentro doslimites das atribuições e poderes previstos no Estatuto Social. Observadas as disposições deste Estatuto Social, o Conselhode Administração poderá fixar as atribuições dos Diretores.

ARTIGO 18 - À Diretoria caberá, dentro da orientação, limites e os poderes fixados pela Assembléia Geral e peloConselho de Administração, assegurar o funcionamento regular da COELCE.

PARÁGRAFO ÚNICO - No exercício de suas atribuições, cabe também à Diretoria Executiva deliberar sobre acontratação, pela Companhia, de empréstimos ou financiamentos em geral, no mercado financeiro internacional ounacional, sob qualquer modalidade, e ainda sobre a emissão, nos mencionados mercados, de quaisquer títulos de crédito,para distribuição pública ou privada, inclusive Notas Promissórias Comerciais, para valores, de principal, iguais ouinferiores a R$ 150.000.000,00 (cento e cinquenta milhões de reais), estabelecendo, entre outras condições: (I) o valor dascontratações ou emissões e sua divisão em série, se for o caso; (II) – a quantidade e valor nominal dos títulos ou contratos,inclusive das Notas Promissórias; (III) – as garantias quando for o caso; (IV) – as condições de remuneração e deatualização monetária, se houver; (V) – o prazo de vencimento dos contratos ou dos títulos; (VI) – o demonstrativo paracomprovação dos limites previstos no legislação aplicável; VII – o local de pagamento; VIII – a contratação de prestaçãode serviços, tais como intermediação, custódia, liquidação, emissão de certificados, agente pagador, conforme o caso; e IX– e todas as demais condições e características, sejam elas principais ou acessórias, das contratações ou emissões.

ARTIGO 19 - Compete ao Diretor Presidente: (i) a representação da Sociedade, ativa e passivamente, em Juízo ou peranteterceiros; (ii) a representação da Companhia perante os órgãos e entidades da Administração Pública, direta ou indireta,federais, estaduais e municipais; (iii) a supervisão e a responsabilidade pelas ações desenvolvidas pela Gerência Jurídica,Gerência de Auditoria e Gerência de Comunicação.

ARTIGO 20 - Compete aos demais Diretores, individuais:(i) ao Diretor Vice-Presidente Comercial, a representação eresponsabilidade pela execução dos serviços pertinentes às áreas comercial e atendimento ao consumidor, inclusivecompras de energia, controle do seguimento dos grandes consumidores, bem como a supervisão do controle de perdas deenergia;(ii) ao Diretor Vice-Presidente Administrativo-financeiro e de Relações com Investidores, a representação e aresponsabilidade pela execução e supervisão dos serviços de movimentação financeira, a execução e organização dosserviços contábeis, elaboração das demonstrações financeiras, a execução e controle dos serviços pertinentes aos setorespatrimonial, suprimentos, informática, de relações com os investidores, bem como as contratações de serviços,financiamentos e aquisições de bens; (iii) ao Diretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos, a representaçãoe a execução e o controle dos serviços pertinentes às áreas de organização, de recursos humanos e segurança do trabalho,compreendendo, inclusive, a seleção, treinamento e contratação de pessoal; (iv) ao Diretor Vice-Presidente dePlanejamento e Controle de Gestão, a representação e a responsabilidade pela elaboração do planejamento estratégico eexecução e controle de gestão;(v) ao Diretor Vice-Presidente de Distribuição, a representação e a responsabilidade pelosserviços de operação e de manutenção do sistema elétrico e de investimentos em Transmissão, Sub - Transmissão eDistribuição de energia, além da execução e supervisão dos serviços pertinentes às áreas de planejamento técnico e deengenharia;(vi) ao Diretor Vice–Presidente de Projetos Institucionais, a representação e a responsabilidade pelacoordenação de projetos que envolvam Poderes Públicos Federais, Estaduais e Municipais, bem como temas pertinentesaos Agentes Reguladores, inclusive reajustes e revisões tarifárias e supervisão da regulação do mercado de energia elétrica.

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PARÁGRAFO ÚNICO - A assinatura de quaisquer atos e contratos pela Companhia será realizada por quaisquer doisDiretores.

ARTIGO 21 - Os instrumentos de mandato nomeando procuradores da Companhia, deverão obedecer as seguintesaspectos:

a) terão prazo máximo de validade de 01 (um) ano e vedarão o substabelecimento, sob pena de nulidade;

b) dependerão de assinatura qualquer Diretor;

c) aqueles que contemplam a cláusula ad judicia serão outorgados sem prazo de validade e vedarão o substabelecimento,sob pena de nulidade.

CAPÍTULO IV - DAS ASSEMBLÉIAS GERAIS

ARTIGO 22 - A Assembléia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses seguintes ao término doexercício social, em dia e hora previamente fixados, para tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votaras demonstrações financeiras; deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição de dividendos;eleger, quando for o caso, membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal.

ARTIGO 23 - Compete, privativamente, à Assembléia Geral de Acionistas deliberar sobre a emissão de debêntures,estabelecendo: I – o valor da emissão ou os critérios de determinação do seu limite, e sua divisão em séries, se for o caso;II – o número e o valor nominal das debêntures; III – as garantias reais ou a garantia flutuante, se houver; IV – as condiçõesde correção monetária, se houver; V – a conversibilidade ou não em ações e as condições a serem observadas naconversão; VI – a época e as condições de vencimento, amortização ou resgate; VII – a época e as condições do pagamentodos juros, da participação nos lucros e do prêmio de reembolso, se houver; e VIII – o modo de subscrição e colocação e otipo das debêntures.

PARÁGRAFO ÚNICO - O Conselho de Administração poderá deliberar sobre a emissão de debêntures simples, nãoconversíveis em ações e sem garantia real, podendo a Assembléia Geral delegar ao conselho de administração a deliberaçãosobre as condições de que tratam os incisos VI a VIII do artigo 59, da Lei nº 6.404/76, e, ainda, sobre a oportunidade daemissão.

ARTIGO 24 - A Assembléia Geral será convocada pelo Presidente do Conselho de Administração sempre que o Conselhode Administração achar conveniente, ou nos temos da lei.

ARTIGO 25 - A mesa que dirigirá os trabalhos da Assembléia Geral será presidida pelo Presidente do Conselho deAdministração, ou seu substituto, e terá um Secretário, escolhido dentre os presentes.

ARTIGO 26 - A transferência de ações poderá ser suspensa pelo prazo de até 15 (quinze) dias antes da realização daAssembléia Geral.

CAPÍTULO V - DO CONSELHO FISCAL

ARTIGO 27 - A Companhia terá um Conselho Fiscal, de funcionamento não permanente, podendo ser instalado nosexercícios sociais a pedido de acionistas que representem, no mínimo, 10 % (dez por cento) com direito a voto, ou 5%(cinco por cento) das ações sem direito a voto.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - O Conselho Fiscal será composto de 3 (três) membros efetivos e mesmo número desuplentes, eleito pela Assembléia Geral, na forma da lei, tendo a competência que lhe é atribuída pelo artigo 163 da Lei nº6.404/76.

PARÁGRAFO SEGUNDO - Um dos membros efetivos e o respectivo suplente poderão ser eleito, em votação emseparado, pelos titulares de ações preferenciais, presente à Assembléia Geral.

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PARÁGRAFO TERCEIRO - No caso de comparecimento de acionistas minoritários que representem, em conjunto, 10%(dez por cento) ou mais das ações com direito a voto, e que exerçam o direito que lhes é conferido por lei, de tambémeleger um membro e respectivo suplente, a composição do Conselho Fiscal será alterada automaticamente, passandoa ser de cinco membros efetivos e cinco suplentes, a fim de ficar assegurado aos demais acionistas com direito a voto aeleição de número de efetivos e suplentes definido no parágrafo 4º do art. 161 da Lei nº 6.404/76.

CAPÍTULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL E DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

ARTIGO 28 - O exercício social encerra-se em 31 de dezembro de cada ano e obedecerá, quanto às demonstraçõesfinanceiras, aos preceitos da legislação federal sobre energia elétrica, a legislação sobre as sociedades por ações e aopresente Estatuto.

ARTIGO 29 - Juntamente com o Relatório de Administração e respectivas Demonstrações Financeiras, o Conselho deAdministração submeterá à Assembléia Geral Ordinária propostas da Diretoria sobre a destinação do lucro liquido doexercício, observados os preceitos dos artigos específicos da Lei nº 6.404/76, e as seguintes disposições:

(i) a COELCE poderá conceder aos empregados uma participação sobre os lucros líquidos e/ou resultados do exercício,nos termos da legislação em vigor;

(ii) do lucro do exercício serão feitas as seguintes deduções:

(a) 5% (cinco por cento) para constituição do “Fundo de Reserva Legal” até atingir 20% (vinte por cento) do Capital Socialcorrigido anualmente;

(b) 25 % (vinte e cinco por cento), no mínimo, para pagamento de dividendo aos acionistas, respeitados os percentuaisprevistos neste Estatuto para as ações preferenciais;

(c) quando se justificar serão obrigatoriamente destacadas as parcelas do lucro líquido para a constituição de reservas paracontingências e de lucros a realizar, nos termos dos artigos 195 e 197 da Lei nº 6.404/76;

(d) o lucro remanescente que não for destinado à formação de reservas, nem retido nos termos do art. 196 da Lei nº6.404/76 será distribuído como dividendo, conforme deliberar a Assembléia Geral por proposta do Conselho deAdministração.

ARTIGO 30 - O dividendo obrigatório previsto na lei e neste Estatuto não será distribuído no exercício social em que osórgãos da administração da Companhia informarem à Assembléia Geral, com parecer favorável do Conselho Fiscal, nãoser tal distribuição compatível com a situação financeira da Companhia.

PARÁGRAFO ÚNICO - O dividendo que deixar de ser distribuído nos termos deste artigo será registrado como reservaespecial e, se não absorvido por prejuízos em exercícios subsequentes será distribuído aos acionistas assim que permitir asituação financeira da Companhia.

ARTIGO 31 - Os órgãos da Administração da Companhia, ad referendum da Assembléia Geral, poderão declarardividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas pelo art. 204 da Lei nº 6.404/76, mediantelevantamento de balanço intermediário. Os dividendos intermediários serão deduzidos do montante dos dividendosdevidos ao encerramento de cada exercício social.

PARÁGRAFO ÚNICO - Os órgãos da administração da Companhia poderão pagar ou creditar aos acionistas o valor dosjuros sobre capital próprio, observados os termos e condições previstos no Art. 9º da Lei N° 9.249/95, de 26/12/95, naDeliberação CVM N° 207/96, e demais legislação e regulamentação pertinentes, o qual, nos termos do disposto noParágrafo 7º, do Art. 9º, da Lei nº 9.249/95 e legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputados ao valor dodividendo obrigatório e do dividendo estatutário das ações preferenciais, integrando tal valor o montante dos dividendosdistribuídos pela Companhia para todos os efeitos legais.

ARTIGO 32 - Os dividendos serão pagos no prazo de 60 (sessenta) dias da data em que forem declarados, salvo disposiçãoem contrário da Assembléia Geral, mas sempre dentro do exercício social.

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ARTIGO 33 - Os dividendos não reclamados no prazo de três anos, contados nos termos do art. 287 da Lei das Sociedadespor Ações, reverterão em benefício da Companhia.

CAPÍTULO VII - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS

ARTIGO 34 - Deverão ser observadas as seguintes regras:

(i) subordinam-se à prévia aprovação do Poder Concedente as alterações de cláusulas estatutárias que impliquem natransferência de ações ou mudança do controle acionário da COELCE;

(ii) deverão ser submetidas à prévia aprovação do Poder Concedente as transferências das ações com direito a voto queimpliquem na mudança do controle acionário da COELCE;

(iii) não poderão ser averbadas transferências de propriedade de ações com direito de voto, que impliquem em alienaçãodo bloco de controle, sem que o novo titular firme, junto com o termo de transferência, declaração que se obriga a observare a cumprir todas as cláusulas estabelecidas no CONTRATO DE CONCESSÃO. A declaração será emitida em duas vias,uma das quais para o arquivo na sede da COELCE e outra para encaminhamento ao Poder Concedente;

(iv) será averbado, à margem do registro de ações de titularidade dos acionistas controladores, o seguinte termo: “Estasações não poderão ser oneradas, cedidas ou transferidas, a qualquer título, sem a prévia e expressa concordância do PoderConcedente.”

ARTIGO 35 - O Conselho de Administração exercerá suas atribuições no sentido de zelar pela fiel observância das normaslegais, regulamentares e disposições contratuais pertinentes à prestação dos serviços de energia elétrica, bem como paraque a COELCE realize os investimentos necessários à manutenção e ao aperfeiçoamento destes serviços, visando aoatendimento adequado aos usuários e outros por ventura previstos neste Estatuto.

ARTIGO 36 - Constará do Relatório da Administração capítulo destacado sobre as atividades e investimentos relacionadosà prestação dos serviços de energia elétrica.

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214

215

ANEXO E

Informações Anuais - IAN

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216

217

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Divulgação Externa

IAN - INFORMAÇÕES ANUAIS DATA-BASE - 31/12/2003

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS

Reapresentação por Exigência CVM nº 31/2004

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA VERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - Denominação Comercial014869 CIA. ENERG. CEARÁ - COELCE 07.047.251/0001-70 CIA. ENERG. CEARÁ - COELCE5 - Denominação Social Anterior 6 - NIRE 7 - SITECOMPANHIA DE ELETRICIDADE DO CEARÁ 23300007891 www.coelce.com.br

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres 60127-900 Fortaleza CE6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex85 216-1350 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail85 216-1401 – – investor@coelce.com.br

01.03 - DEPARTAMENTO DE ACIONISTASATENDIMENTO NA EMPRESA

1 - Nome 2 - Cargo 3 - Endereço Completo 4 - Bairro ou DistritoTeobaldo J. Cavalcante Leal Gerente Financeiro Av. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres5 - CEP 6 - Município 7 - UF 8 - DDD 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telefone60120-002 Fortaleza CE 85 216-1355 – –12 - Telex 13 - DDD 14 - Fax 15 - Fax 16 - Fax 17 - E-mail – 85 216-1411 216-1422 216-1410 investor@coelce.com.br

AGENTE EMISSOR/INSTITUIÇÃO FINANCEIRA DEPOSITÁRIA

18 - Nome 19 - Contato 20 - Endereço Completo 21 - Bairro ou DistritoBanco Bradesco S.A. Evaristo Santana Prédio Amarelo Velho, s/nº 2º andar Vila Yara22 - CEP 23 - Município 24 - UF 25 - DDD 26 - Telefone 27 - Telefone 28 - Telefone06029-900 Osasco SP 11 3684-9441 – –29 - Telex 30 - DDD 31 - Fax 32 - Fax 33 - Fax 34 - E-mail – – – – – 4010.acoes@bradesco.com.br

OUTROS LOCAIS DE ATENDIMENTO A ACIONISTAS

35 - Item 36 - Município 37 - UF 38 - DDD 39 - Telefone 40 - Telefone01 Fortaleza CE 85 216-1408 –

01.04 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoAntonio Osvaldo Alves Teixeira Av. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone 11 - Telex60127-900 Fortaleza CE 85 216-1350 – – –12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail 85 216-1401 – – investor@coelce.com.br17 - Diretor Brasileiro 18 - CPF 18 - PassaporteSim 218.164.924-34

01.05 - REFERÊNCIA/AUDITOR

1 - Data de Início do Último Exercício Social 2 - Data de Término do Último 3 - Data de Início do 4 - Data de Término do ExercícioExercício Social Exercício Social em Curso Social em Curso

01/01/2003 31/12/2003 01/01/2004 31/12/20045 - Nome/Razão Social do Auditor 6 - Código CVM 7 - Nome do Responsável Técnico 8 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes 00385-9 José Carlos Monteiro 443.201.918-20

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Bolsa de Valores onde Possui Registro

BVBAAL BVMESB BVPR BVRJ BVSTBVES BVPP BVRG BOVESPA

2 - Mercado de Negociação 3 - Tipo de Situação 4 - Código de Atividade 5 - Atividade PrincipalBolsa Operacional 112 - Energia Elétrica Venda de Energia Elétrica

01.07 - CONTROLE ACIONÁRIO/VALORES MOBILIÁRIOS

1 - Natureza do Controle AcionárioPrivada Nacional

2 - Valores Mobiliários Emitidos pela Cia.

Ações Debêntures Simples Notas Promissórias (NP)

Debêntures Conversíveis em Ações Bônus de Subscrição BDR

Ações Resgatáveis Certificado de Investimento Coletivo (CIC) Outros

Partes Beneficiárias Certificado de Recebíveis Imobiliários (CRI) Descrição

01.08 - PUBLICAÇÕES DE DOCUMENTOS

1 - Aviso aos Acionistas sobre 2 - Ata da AGO que 3 - Convocação da AGO para 4 - Publicação das Disponibilidade das DFs. aprovou as DFs. Aprovação das DFs. Demonstrações Financeiras29/03/2004 29/04/2004 14/04/2004 16/04/2004

01.09 - JORNAIS ONDE A CIA. DIVULGA INFORMAÇÕES

1 - Item 2 - Título do Jornal 3 - UF01 Gazeta Mercantil SP02 O Povo CE03 Diário Oficial do Estado CE

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura28/05/2004

X X

XX X

218

02.01.01 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIA

Data da Prazo do Código Tipo do Eleito p/ Cargo/

Item Nome do Administrador CPF Eleição Mandato Administrador * Controlador Função Função

01 Cristián Eduardo Fierro Montes 600.208.163-16 19/05/2004 3 Anos 1 10 Diretor Presidente/Superintendente

02 Antonio Osvaldo Alves Teixeira 218.164.924-34 19/05/2004 3 Anos 1 12 Diretor de Relações com Investidores

03 Luciano Alberto Galasso Samaria 058.330.147-94 19/05/2004 3 Anos 3 SIM 32 Vice Pres. C.A. e Vice Dir. Presidente

04 José Renato Ferreira Barreto 056.503.213-53 19/05/2004 3 Anos 1 11 Diretor Vice Presidente/Superintendente

05 Abel Pérz Claros 058.221.257-00 19/05/2004 3 Anos 1 11 Diretor Vice Presidente/Superintendente

06 José Távora Batista 135.402.623-34 19/05/2004 3 Anos 1 11 Diretor Vice Presidente/Superintendente

07 José Nunes de Almeida Neto 116.258.723-72 19/05/2004 3 Anos 3 SIM 34 Conselheiro(efetivo) e Dir. Vice Pres.

08 Marcelo Andrés Llévenes Rebolledo 058.686.147-55 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 20 Presidente do Conselho de Administração

09 Cristóbal Sánchez Romero 111.111.111-11 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

10 Eunice Rios Guimarães Batista 248.371.136-72 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

11 Gonzalo Vial Vial 222.222.222-22 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

12 Antonio Cleber Uchoa Cunha 053.637.133-49 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

13 José Alves de Mello Franco 283.567.996-00 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

14 Luis Gastão Bitencourt da Silva 671.636.967-87 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

15 Jorge Parente Frota Júnior 001.841.793-00 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

16 Carlos Alberto Silva de A. E Loureiro 228.339.958-06 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 22 Conselho de Administração (Efetivo)

17 Fernando Antonio de Moura Avelino 108.346.804-91 29/04/2004 3 Anos 2 NÃO 22 Conselho de Administração (Efetivo)

19 José Nunes de Almeida Neto 116.258.723-72 29/04/2004 3 Anos 3 SIM 37 Conselheiro(suplente) e Dir. Vice Pres.

21 Antonio José Sellare 533.003.948-72 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)

22 Antônio Basílio Pires e Albuquerque 721.694.197-72 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)

23 Antonio Alberto Gouvêa Vieira 338.907.227-68 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)

26 Juarez Ferreira de Paula 002.505.623-91 29/04/2004 3 Anos 2 NÃO 23 Conselho de Administração (Suplente)

27 Priscila Sartori Pacheco e Silva 146.940.258-05 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)

28 Antonio Carlos Viana de Barros 066.050.018-34 29/04/2004 3 Anos 2 SIM 23 Conselho de Administração (Suplente)

29 Luciano Alberto Galasso Samaria 058.330.147-94 29/04/2004 3 Anos 3 SIM 32 Vice Pres. C.A. e Vice Dir. Presidente

* CÓDIGO: 1 - Pertence apenas à Diretoria;

2 - Pertence apenas ao Conselho de Administração;

3 - Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração.

02.01.02 - COMPOSIÇÃO ATUAL DO CONSELHO FISCAL

1 - Conselho Fiscal Instalado 2 - PermanenteSim Não

Data da Prazo do Cargo/

Item Nome do Conselheiro CPF Eleição Mandato Função Função

01 José Aldro Luiz de Oliveira 001.684.403-34 29/04/2004 01 Ano 43 C.F. (Efetivo) Eleito p/ Controlador

02 Aldemir Ferreira de Paula Augusto 620.303.374-04 29/04/2004 01 Ano 43 C.F. (Efetivo) Eleito p/ Controlador

03 Sérgio Queiroz Lyra 117.843.007-30 29/04/2004 01 Ano 45 C.F. (Efetivo) Eleito p/ Minor. Ordinaristas

04 Hélder de Queiroz Lacerda 236.708.004-68 29/04/2004 01 Ano 46 C.F. (Suplent) Eleito p/ Controlador

05 Raymundo Ivan de Oliveira Fernandes 081.943.273-34 29/04/2004 01 Ano 46 C.F. (Suplent) Eleito p/ Controlador

06 Lício da Costa Raimundo 131.951.338-73 29/04/2004 01 Ano 48 C.F. (suplent) Eleito p/ Minor. Ordinaristas

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02.02 - EXPERIÊNCIA PROFISSIONAL E FORMAÇÃO ACADÊMICA DE CADA CONSELHEIRO(ADMINISTRAÇÃO E FISCAL) E DIRETOR

CRISTIÁN EDUARDO FIERRO MONTESDIRETOR PRESIDENTE

De nacionalidade chilena, é formado pela Faculdade de Ciências Físicas e Matemática da Universidade do Chile, no cursode Engenharia Civil Eletricista e possui Master Executivo em Direção de Empresas (MBA) pelo Instituto de Altos Estudosda Universidade Austral, em Buenos Aires, Argentina. Ingressou na Chilectra (distribuidora de energia elétrica de Santiagodo Chile), em 1992, como engenheiro analista e ocupou diversos cargos na Diretoria de Distribuição, entre eles Chefe deDepartamento de Engenharia e Desenvolvimento do Sistema de Distribuição. Em 1996, foi transferido para Edesur,distribuidora de energia elétrica do Sul de Buenos Aires, onde trabalhou até o ano de 2000, exercendo os cargos de Chefede Departamento de Investimentos, Gerente de Desenvolvimento Comercial e Gerente de Marketing. Em Junho de 2001,assumiu o cargo de Diretor de Projetos Enersis.plc., em Enersis. Ocupa a Presidência da Coelce desde janeiro de 2003.

ANTÔNIO OSVALDO ALVES TEIXEIRADIRETOR VICE-PRESIDENTE ADMINSITRATIVO-FINANCEIRO E DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

De nacionalidade brasileira, formou-se em Ciências Contábeis pela Universidade Federal da Paraíba (UFPB). Possui pós-graduação em Contabilidade e Controladoria, pela UFPB, e em Finanças Empresarias, pela Fundação Getúlio Vargas(FGV). É professor do curso de Administração, Economia e Ciências Contábeis da UFPB (licenciado), e foi tambémprofessor dos cursos de Administração e Ciências Contábeis da Unidade de Ensino Superior - UNIP . Ingressou no Bancodo Estado da Paraíba S.A. em 1982, onde ocupou diversas funções, entre elas, a Chefia do Departamento Geral deContabilidade - 1989 a 1992, a Diretoria Administrativa - 1993 a 1995, e a Diretoria de Finanças - 1995 a dez/2000.Assumiu a Diretoria Administrativa Financeira e de Relações com os Investidores da Coelce em dez/2000.

JOSÉ RENATO FERREIRA BARRETODIRETOR VICE-PRESIDENTE DE ORGANIZAÇÃO E RECURSOS HUMANOS

De nacionalidade brasileira, possui os títulos de Engenheiro Mecânico pela Universidade Federal da Paraíba (UFPB) e é Mestreem Engenharia de Produção pela Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC). Ingressou na Coelce como estagiário e passoupor diversos cargos dentro da empresa: Engenheiro, Chefe de Divisão, Assistente de Departamento, Chefe do Departamento deTransportes, Chefe do Departamento de Operações Financeiras, Coordenador de Projetos e Coordenador do Programa deMelhoria da Coelce. Foi Coordenador do Sub-Comitê de Transporte COGE-Eletrobrás e Conselheiro da Fundação de SeguridadeSocial da Coelce (Faelce). Foi professor dos cursos de Engenharia Mecânica, Elétrica e de Produção da Universidade de Fortaleza(Unifor). Participou do Convênio Coelce-Núcleo de Tecnologia do Ceará (Nutec) e do Ministério da Indústria e Comércio, comoanalista para o desenvolvimento do motor a álcool. É Diretor de Recursos Humanos da Companhia desde 2000.

LUCIANO ALBERTO GALASSO SAMARIADIRETOR VICE-PRESIDENTE COMERCIAL

De nacionalidade chilena, formado pela Pontifícia Universidad Católica de Chile, obtendo o grau de Engenheiro CivilIndustrial, com ênfase em Eletricidade. Possui Curso de Contabilidade, na Universidade Esan (Lima-Peru), Curso deServiço e Atendimento ao Cliente, na Universidade Adolfo Ibañez. Trabalha no grupo Enersis desde 1992. Começou naChilectra, em 1992 até 1998, trabalhando em vários cargos, como por exemplo: Chefe Comercial Sucursal Alameda eChacabuco, Chefe do Departamento Empresas e Executivo de Grandes Clientes. Em Abril de 1998 foi transferido paraLima, Perú, trabalhando como Gerente de Sucursal Colonial na Empresa Edelnor, até Setembro de 1999. Em Outubro de1999 foi transferido para a Colombia, Bogotá e trabalhou como Gerente de Regional Centro e Gerente de OperacõesComerciais dessa empresa. Em Abril do 2002 foi transferido para Brasil, para atuar como Gerente de OperaçõesComerciais da CERJ S/A. Ocupa a Diretoria Comercial desde janeiro de 2003.

JOSÉ NUNES DE ALMEIDA NETODIRETOR VICE-PRESIDENTE DE PROJETOS INSTITUCIONAIS

Brasileiro, formou-se em Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará (UFC), e possui especialização em Gestãoe Qualidade de Energia pela UFC, em parceria com a Federação da Indústria do Estado do Ceará (Fiec). Foi professor doDepartamento de Engenharia Elétrica da UFC. Ingressou na Coelce em 1979, onde ocupou os cargos de Chefe doDepartamento de Manutenção e Transmissão, Superintendente de Distribuição de Fortaleza, Diretor de Operação e Gerentede Projetos Institucionais. Foi presidente do Comitê Coordenador de Operações Norte-Nordeste (CCON). Ocupa o cargode Diretor de Projeto Institucionais da Coelce desde 2000.

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ABEL PÉREZ CLAROSDIRETOR VICE-PRESIDENTE DE PLANEJAMENTO E CONTROLE DE GESTÃO

De nacionalidade argentina, formado pela Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade de Buenos Aires, Argentina,obtendo o grau de Contador Público. Possui cursos de Análise de Balanços, Informação para Tomada de Decisões, Análisede Projetos de Investimentos e Controle de Gestão, no Conselho Profissional de Ciências Econômicas de Buenos Aires,Argentina, e Ciclo Diretivo Endesa, na Endesa S.A., em Madrid, Espanha. Trabalha no Grupo Endesa desde 1996, quandoingressou na Central Dock Sud S.A., empresa geradora de eletricidade, desenvolvendo várias funções, como Controller eresponsável pelo planejamento e controle de gestão. Durante o período de maio de 2001 a março de 2002 foi responsávelpelo controle de gestão da linha de negócios de Distribuição Regional do Grupo, controlando as empresas de distribuiçãoda Argentina, Brasil, Chile, Colômbia e Peru. Em abril de 2002, assumiu o planejamento e controle da Cerj, no Rio deJaneiro. É Diretor de Controle de Gestão e Planejamento Estratégico da Coelce desde maio de 2003.

JOSÉ TÁVORA BATISTADIRETOR VICE-PRESIDENTE DE DISTRIBUIÇÃO

De nacionalidade brasileira, formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Ceará em 1979, possuiEspecialização em Subestações e Sistemas de Distribuição de Energia pela Escola de Engenharia da Universidade deFortaleza, Especialização em Engenharia de Distribuição pela Escola de Engenharia da Universidade Federal do Ceará eMaster in Business Administration em Gestão de Negócios em Energia Elétrica pela Fundação Getúlio Vargas-FGV. Foiadmitido na Coelce em 1980, tendo ocupado os cargos de Chefe de Divisão de Fiscalização de Consumidores, Chefe deDivisão de Combate a Fraude, Chefe da Divisão de Manutenção e Operação do Regional Centro, Chefe do DepartamentoRegional Centro, Superintendente de Distribuição de Fortaleza, Chefe do Projeto Qualidade de Serviço e Gerente deDistribuição Sul. Ocupa a Diretoria de Distribuição desde dezembro de 2001.

MARCELO ANDRÉS LLÉVENES REBOLLEDOPRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

De nacionalidade chilena, casado, formado em Engenharia Comercial pela Universidade do Chile, na cidade de Santiago.Trabalha há 17 anos no Setor Elétrico. Iniciou na Empresa Chilectra S.A como Gerente de Planejamento. Atuou na EdesurS.A como Gerente de Serviços ao Cliente e de Projetos Especiais. Na Edelnor S.A, empresa distribuidora de energia deLima-Peru, atuou como Gerente Comercial e Gerente Geral. Exerceu também o cargo de Diretor Presidente nadistribuidora colombiana Condensa. Foi nomeado recentemente como Country Manager da Endesa no Brasil. Em 08 denovembro de 2002 foi nomeado para o cargo de Presidente do Conselho de Administração da Companhia.

LUCIANO ALBERTO GALASSO SAMARIAVICE-PRESIDENTE DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

De nacionalidade chilena, formado pela Pontifícia Universidad Católica de Chile, obtendo o grau de Engenheiro CivilIndustrial, com ênfase em Eletricidade. Possui Curso de Contabilidade, na Universidade Esan (Lima-Peru), Curso deServiço e Atendimento ao Cliente, na Universidade Adolfo Ibañez. Trabalha no grupo Enersis desde 1992. Começou naChilectra, em 1992 até 1998, trabalhando em vários cargos, como por exemplo: Chefe Comercial Sucursal Alameda eChacabuco, Chefe do Departamento Empresas e Executivo de Grandes Clientes. Em Abril de 1998 foi transferido paraLima, Perú, trabalhando como Gerente de Sucursal Colonial na Empresa Edelnor, até Setembro de 1999. Em Outubro de1999 foi transferido para a Colombia, Bogotá e trabalhou como Gerente de Regional Centro e Gerente de OperacõesComerciais dessa empresa. Em Abril do 2002 foi transferido para Brasil, para atuar como Gerente de OperaçõesComerciais da CERJ S/A. Ocupa a Diretoria Comercial desde janeiro de 2003.

CRISTÓBAL SANCHEZ ROMERO

De nacionalidade espanhola, licenciado em informática pela Universidade de New Yersey, em 1975. Master em Direçãode Empresas pela EOI/Manchester Business School. Atualmente ocupa o cargo de Gerente de Sistemas da Enersis.

JORGE PARENTE FROTA JÚNIOR

De nacionalidade brasileira, desde 1998 ocupa o cargo de Diretor Comercial na Companhia Brasileira de Laticínios-CBL.Atualmente é Presidente da Federação das Indústrias do Estado do Ceará-FIEC, Presidente do Conselho Regional do ServiçoNacional de Aprendizagem Industrial-SENAI/CE, Diretor Regional do Serviço Social da Indústria-SESI/CE, Diretor Regionaldo Instituto Euvaldo Lodi-IEL/CE e Membro do Conselho Temático da Integração Nacional da Confederação Nacional daIndústria-FIEC. É formado em Ciências Econômicas e Administrativas pela Universidade Federal do Ceará.

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ANTÔNIO CLEBER UCHOA CUNHA

De nacionalidade brasileira, desde outubro de 1997 é Cônsul Honorário do Chile em Fortaleza. Ocupou o cargo de Diretorda União das Classes Produtoras do Ceará-UCP e Membro do Conselho Curador da Fundação Apinco de Ciência eTecnologia Avícolas-FACTA, em Campinas-SP. Atualmente ocupa o cargo de Vice-Presidente da Federação dasAssociações do Comércio, Indústria e Agropecuária do Estado do Ceará-FACIC, Membro do Conselho de autoridadeportuária do porto do Mucuripe, Membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico do Estado do Ceará, Membro doConselho do SEBRAE, Membro do Conselho de representantes da FIEC, Membro do Pacto de Cooperação do Estado doCeará, Membro do Conselho Estadual do Trabalho do Ceará e Membro do Pensamento Nacional das Bases Empresariais– PNBE. É formado em Engenharia Civil pela Universidade de Fortaleza-UNIFOR.

CARLOS ALBERTO SILVA DE ALMEIDA E LOUREIRO

De nacionalidade portuguesa, casado, formado em engenharia eletrotécnica pela Universidade do Porto. Possui o curso deAlta Direção de Empresas, pela Escola de Direção e Negócios. Atualmente ocupa o cargo de Diretor Vice-Presidente daEDP Brasil S/A. Exerceu ainda os cargos de Diretor da Bandeirante Energia S/A, Diretor Adjunto da Direção de Gestão eSistemas Comerciais, Diretor da Direção de Gestão e Sistemas Comerciais, dentre outros.

GONZALO VIAL VIAL

De nacionalidade chilena, casado, formado em direito pela Universidade Católica do Chile. Ocupou o cargo de Chefe dodepartamento Legal da Chilectra, o cargo de Secretário Del Directorio da Chilectra S/A. Atualmente exerce o cargo deDirector da Empresa Edesur, de Buenos Aires, Argentina.

JOSÉ ALVES DE MELLO FRANCO

De nacionalidade brasileira, casado. Formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora, comespecialização em operação de sistemas hidrotérmicos e mestrado em engenharia elétrica na área de planejamentoenergético. Desde 1982 atua no setor elétrico, começando nas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A - Eletronorte,passando pelo departamento de operação de sistemas, pela divisão de planejamento energético da operação e depois pelaassessoria de comercialização de energia da diretoria de operação. Ocupou o cargo de superintendente da Agência Nacionalde Energia Elétrica - ANEEL no período de março de 1998 a fevereiro de 2002. A partir desta data ocupou o cargo deSuperintendente da Diretoria de Mercado Atacadista da Light Serviços de Eletricidade S.A. Desde dezembro de 2002,ocupa o cargo de Diretor de Regulação da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ, coordenando 3 gerências.É membro do Conselho Diretor da ABRADEEE e representa a CERJ no Mercado Atacadista de Energia - MAE e junto aáreas de regulação técnica e econômica da ANEEL.

LUIS GASTÃO BITENCOURT DA SILVA

Presidente da Federação do Comércio do Estado do Ceará, dos Conselhos do SESC e do SENAC, e do Instituto de Pesquisado Desenvolvimento do Comércio, entidades que compõem o Sistema Fecomércio - Ce., bem como Presidente da CâmaraBrasil - Israel de Comércio, Indústria, Turismo e Cultura. É empresário do setor de comércio de bens e serviços e tem largafolha de serviços prestados à comunidade através do seu segmento de atividade. Presidente reeleito da federação doComércio, foi também, por duas vezes Vice-presidente da Federação Brasileira das Empresas de asseio e Conservação. Foifundador e 1º presidente, em 1986 do Sindicato das Empresas de Asseio e Conservação do Estado do Ceará. No âmbitonacional, Luiz Gastão é Diretor 1º Secretário da Confederação Nacional do Comércio e membro dos conselhos daFENAVIST, da FEBRAC, da UFC, do SEBRAE, do CET, do Banco do Povo, da COELCE e dos Conselhos Nacionais doSESC e do SENAC, sendo representante da CNC junto à Organização Internacional do Trabalho, em Genebra, na Suíça.Em 1999 recebeu a comenda de Chanceler da Ordem do Comércio, concedida pela Confederação Nacional do Comércio,sendo homenageado nesse mesmo ano, com a medalha Jovem Mentalidade Empresarial pela Associação dos JovensEmpresários - AJE.

JORGE PARENTE FROTA JÚNIOR

De nacionalidade brasileira, desde 1998 ocupa o cargo de Diretor Comercial na Companhia Brasileira de Laticínios-CBL.Atualmente é Presidente da Federação das Indústrias do Estado do Ceará-FIEC, Presidente do Conselho Regional doServiço Nacional de Aprendizagem Industrial-SENAI/CE, Diretor Regional do Serviço Social da Indústria-SESI/CE,Diretor Regional do Instituto Euvaldo Lodi-IEL/CE e Membro do Conselho Temático da Integração Nacional daConfederação Nacional da Indústria-FIEC. É formado em Ciências Econômicas e Administrativas pela UniversidadeFederal do Ceará.

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EUNICE RIOS GUIMARÃES BATISTA

Brasileira, casada, formada em psicologia pello Instituto Unificado Paulista, com especialização em Gestão de Recursos

Humanos na Fundação Getúlio Vargas e MBA em Desenvolvimento de Gestores pela Fundação Dom Cabral. Ocupou o

cargo de Gerente de Recursos Humanos da Embraer e Gerente em Planejamento e Desenvolvimento de Recursos Humanos

da Ioch Maxion S/A . Atualmente exerce a Diretoria de Recursos Humanos da Cerj.

FERNANDO ANTÔNIO DE MOURA AVELINO

De nacionalidade brasileira, foi admitido pela Coelce em 1976, tendo ocupado o cargo de Eletrotécnico. Atualmente

desenvolve a função de Diretor Financeiro do Sindeletro. Possui o título de Tecnólogo da Construção Civil pela

Universidade do Vale do Acaraú - Sobral.

JOSÉ NUNES DE ALMEIDA NETO

Brasileiro, formou-se em Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará (UFC), e possui especialização em Gestão

e Qualidade de Energia pela UFC, em parceria com a Federação da Indústria do Estado do Ceará (Fiec). Foi professor do

Departamento de Engenharia Elétrica da UFC. Ingressou na Coelce em 1979, onde ocupou os cargos de Chefe do

Departamento de Manutenção e Transmissão, Superintendente de Distribuição de Fortaleza, Diretor de Operação e Gerente

de Projetos Institucionais. Foi presidente do Comitê Coordenador de Operações Norte-Nordeste (CCON). Ocupa o cargo

de Diretor de Projeto Institucionais da Coelce desde 2000.

ANTÔNIO BASÍLIO PIRES E ALBUQUERQUE

De nacionalidade Brasileira, Membro do Conselho de Administração da CERJ e Sócio Sênior do Escritório de Advocacia

Gouvêa Vieira. È formado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Idiomas: Inglês e Espanhol.

Suas principais atividades são: Prática em contencioso administrativo e forense cível, comercial, societário e tributário;

Constituição de Empresas, formação de Joint Ventures, acordos de acionistas, consórcios e outros; reorganizações

Societárias; Operações de fusões e aquisições de empresas; Coordenação e execução de trabalhos de aquisição de empresas

em processos de privatizações nos setores elétrico e de telecomunicações; Trabalhos de consultoria legal de natureza

comercial, societária, financeira e regulatória (setor elétrico); Investimentos estrangeiros; Operações de Financiamentos

(Corporate e Project Finance); Negociação de aspectos legais de contratos de compra e venda de energia elétrica e de gás

natural; Atuação junto a Agência Nacional de Energia Elétrica - aprovação de projetos, operações entre empresas

relacionadas e outras.

ANTÔNIO ALBERTO GOUVÊA VIEIRA

De nacionalidade Brasileira, é sócio do Escritório de Advocacia Gouvêa Vieira, Presidente do Conselho Consultivo da

Credit Lyonnais Financeira FS.A.C.F.I (desde 1998). Membro do Conselho de Administração da Alcatel Telecomunicações

S.A (desde 1990), Membro do Conselho de Administração da Companhia Vidraria Santa Marina S.A (desde 1992),

Membro do Conselho de administração da Cia. Metropolitana (desde 1995), Membro do Conselho de Administração da

Latapack S.A. (desde 1995), Membro do Conselho de Administração da ELF Lubrificantes do Brasil (desde 1996),

Membro do Conselho de Administração da Eternit S.A. (desde 1996), Membro do Conselho de Administração da Telesp

Celular Participações S.A (desde 1998), Membro do Conselho de Administração da Cia. Energética do Ceará – COELCE

(desde 1998), Membro do Conselho de Administração da Acesita S.A (desde 1999), Diretor da Administradora e Comercial

Lagomar S.A (desde 1992), Diretor Geral da Boa Esperança S.A e Diretor da Campeão Participações.

Foi Presidente do Conselho de Administração do BFB, Presidente da ACCE (Associação das Câmaras do Comércio

Européias), Presidente da Câmara de Comércio França–Brasil do Rio de Janeiro, Membro do Conselho de Administração

do Banco de Desenvolvimento do Estado do Rio de Janeiro, Membro do Conselho de Administração da Losango S.A

Crédito, Financiamento e Investimento, (UAP) Union des Assurances de Paris, Membro do Conselho de Administração da

Alcatel Telecomunicações S.A, Diretor da UCEA do Brasil, Diretor da Louis Vuitton do Brasil Indústria e Comércio Ltda.

É formado em Direito e possui título em Pós- graduação pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

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ANTÔNIO JOSÉ SELLARE

De nacionalidade brasileira, graduado em administração de empresas pela Pontifícia Universidade Católica. Responsávelno Grupo EDP pela coordenação das gestões financeiras das Unidades de Negócios no Brasil, pelas negociações parafinanciamento de projetos, pelo acompanhamento e avaliação dos resultados das empresas participadas, pela avaliaçãolocal de novos projetos e oportunidades de negócios, pelas operações de reorganização societária e pelos serviços decontabilidade, tesouraria e orçamentação das empresas EDP Brasil S.A. Enertrade Comercializadora de Energia S.A.,Energest S.A., Enercorp Serviços Corporativos Ltda. EDP Lajeado Energia S.A. e Fafen Energia S.A. Coordenador dosPlanos de Negócio das empresas participadas pela EDP no Brasil. Experiência anterior em instituições financeiras comresponsabilidade durante a carreira pelas áreas administrativas e contábeis, administração de fundos de investimento,operações em bolsas de valores e com derivativos, gestão de risco, gestão de tesouraria e modelagem de produtosfinanceiros.

JUAREZ FERREIRA DE PAULA

De nacionalidade brasileira, formado em Ciências Jurídicas e Sociais pela Universidade Federal do Ceará. Atualmente éaposentado pela Companhia Energética do Ceará, é membro do Conselho Deliberativo da Faelce e Presidente da Sociedadedos Aposentados Eletricitários do Estado do Ceará – Saelce

PRISCILA SARTORI PACHECO E SILVA

Brasileira, casada, admitida em 1997 na OAB/SP, formada pela Pontifícia UniversidadeCatólica de São Paulo , Faculdade de Direito (1996). Membro do Centro de Estudos das Sociedades de Advogados(CESA), SP, do Comitê Societário (desde 2002). Proficiente nos idiomas Inglês e Espanhol. Áreas de atuação: Societário,Fusões e Aquisições, Seguros.

ANTONIO CARLOS VIANA DE BARROS

Brasileiro, advogado pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo. Membro da Ordem dos Advogados doBrasil. Proficiente em inglês e francês. Áreas de atuação: Trabalhista, Benefícios aos Empregados, Convenções Coletivas.

JOSÉ ALDRO LUIZ DE OLIVEIRA

De nacionalidade brasileira, graduado em Economia, com especialização em Desenvolvimento Econômico eAdministração. Mestrando em Administração, elaborando dissertação na área de estratégia competitiva de pequenas emédias empresas. Atualmente atuando na área de consultoria pública e empresarial. Exerceu os cargos de Técnico emDesenvolvimento Econômico do Banco do Nordeste, Chefe das Divisões de Projetos Agroindustriais e de Cooperativas doBanco do Nordeste, Gerente de Crédito Rural e Chefe do Departamento de Desenvolvimento Rural do banco do Nordeste,Presidente da Comissão de Reestruturação do Sistema Financeiro da Paraíba, dentre outros.

ALDEMIR FERREIRA DE PAULA AUGUSTO

De nacionalidade brasileira, bacharelado em Direito pela Universidade Federal de Pernambuco e Pós-graduado em Direitoe Processo Tributário pela Universidade de Fortaleza. Inscrito na OAB/CE sob o nº 15.769-A e na OAB/PE sob o nº20.301. Sócio-gerente das filiais em Fortaleza-CE e Recife-PE do escritório profissional De Rosa.

SÉRGIO QUEIROZ LYRA

De nacionalidade brasileira, formado em ECONOMIA pela Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federaldo Espírito Santo, em 1970 e pós graduado em Macroeconomia pelo Centro de Estudos para a América Latina – CEPAL,em 1971 e em Administração de Empresas pela Pontifícia Universidade Católica - PUC do Rio de Janeiro, em 1974, tendoingressado na Petrobrás em 1976 e aposentado pela Companhia em 1995. Como consultor da Macroplan (Empresa queem 1989 atuou com consultoria em planejamento na PETROBRAS, realizando o primeiro Plano Estratégico da Cia.) e emfunção da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, elaborou, em 1995/1996, com a participação de equipe técnica doGoverno do Estado do Mato Grosso do Sul e sob coordenação do Serviço de Planejamento da Petrobrás, os Macrocenáriospara o Estado de Mato Grosso do Sul, com horizonte de 15 anos. Atualmente é Diretor Administrativo da FundaçãoPetrobrás de Seguridade Social – PETROS, Conselheiro Supervisor da Cia. Petrolífera Marlin, Diretor de Assuntos dePessoal da Associação de Engenheiros da Petrobrás – AEPET e Diretor da Federação Única dos Petroleiros – FUP, sendoum dos criadores do CDPP – Comitê em Defesa dos Participantes da Petros.

224

03.01 - EVENTOS RELATIVO DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL

Evento Data do Pessoas Físicas Investidores Acordo de Ações Prefer. Data do ÚltimoBase Evento e Jurídicas Institucionais Acionistas com Direito a Voto Acordo de AcionistasAGO 29/04/2004 9.904 0 Não Não –

Ações em Circulação no MercadoOrdinárias Preferenciais TotalQuantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual Quantidade (Unidade) Percentual8.013.007.496 8,34 56.034.725.385 94,06 64.047.732.881 41,13

03.02 - POSIÇÃO ACIONÁRIA DOS ACIONISTAS COM MAIS DE 5% DE AÇÕES COM DIREITO A VOTO

Part. noNome/Razão Social Ações Ações Pre- Total Comp. Acordo Con-CPF/CNPJ Ordinárias ferenciais de Ações Cap. de Acio- trola-

Item Nacionalidade/UF (Mil) % (Mil) % (Mil) % Soc. nistas dor01 Investluz S/A

03.032.652/0001-04/Brasileira/RJ 88.122.867 91,66 0 0,00 88.122.867 56,59 31/12/1999 Sim02 Outros 8.013.008 8,34 59.574.725 100,00 67.587.733 43,41 31/12/1999 Não97 Ações em Tesouraria 0 0,00 0 0,00 0 0,0098 Outros 0 0,00 0 0,00 0 0,0099 Total 96.135.875 100,00 59.574.725 100,00 155.710.600 100,00

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social01 INVESTLUZ S/A 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.0101 Comp. de Elet. do Rio de Janeiro - CERJ

33.050.071/0001-58/Brasileira/RJ 36.598.904.252 36,43 0 0,00 36.598.904.252 36,43 31/12/19990102 Endesa Internacional S/A

Espanhola 37.723.066.256 37,55 0 0,00 37.723.066.256 37,55 31/12/19990103 Enersis Agência - Ilhas Cayman

Panamenha 15.681.945.734 15,61 0 0,00 15.681.945.734 15,61 31/12/19990104 Chilectra Agência - Ilhas Cayman

Panamenha 10.457.979.185 10,41 0 0,00 10.457.979.185 10,41 31/12/19990199 Total 100.461.895.427 100,00 0 0,00 100.461.895.427 100,00

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0101 COMP. DE ELET. DO RIO DE JANEIRO - CERJ 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.

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03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0102 ENDESA INTERNACIONAL S/A 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0103 ENERSIS AGÊNCIA - ILHAS CAYMAN 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social0104 CHILECTRA AGÊNCIA - ILHAS CAYMAN 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.

03.03 - DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL DOS CONTROLADORES ATÉ O NÍVEL DE PESSOA FÍSICA

Item Controladora/Investidora Data de Comp. Cap. Social02 OUTROS 31/12/1999

Nome/Razão Social Ações Ações Pre- Ações/Cotas Comp.CPF/CNPJ Ordinárias/Cotas ferenciais Total Cap.

Item Nacionalidade/UF (Unidades) % (Unidades) % (Unidades) % Soc.

04.01 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

1 - Data da Última Alteração: 28/04/2003

Valor Qtd. deNominativa Nominal Ações Subscrito Integralizado

Item Espécie das Ações ou Escritural (Reais) (Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Ordinárias Escritural 96.135.875 267.370 267.37002 Preferenciais 0 0 003 Preferenciais Classe A Escritural 56.237.203 156.405 156.40504 Preferenciais Classe B Escritural 3.337.522 9.282 9.28205 Preferenciais Classe C 0 0 006 Preferenciais Classe D 0 0 007 Preferenciais Classe E 0 0 008 Preferenciais Classe F 0 0 009 Preferenciais Classe G 0 0 010 Preferenciais Classe H 0 0 011 Prefer. Outras Classes 0 0 099 Totais 155.710.600 433.057 433.057

226

04.02 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS

Preço Ação Valor do Capital Valor da Quantidade na

Data Social Alteração Origem de Ações Emissão Item da Alteração (Reais Mil) (Reais Mil) da Alteração Emitidas (Mil) (Reais)01 27/01/1998 433.057 18.197 Reserva de Capital 4.944.909 0,0036800000

04.04 - CAPITAL SOCIAL AUTORIZADO

1 - Quantidade (Mil) 2 - Valor (Reais Mil) 3 - Data da Autorização300.000.000 0 30/04/1998

04.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL AUTORIZADO

Quantidade de AçõesItem Espécie Classe Autorizadas à Emissão (Mil)01 Ordinárias 100.000.00002 Preferenciais A 193.352.99603 Preferenciais B 6.647.004

06.01 - PROVENTOS DISTRIBUÍDOS NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS

Lucro ouPrejuízo

Aprovação da Data da Término do Líquido no Valor do Classe Montante do Data deDistribuição Aprovação Exercício Período Provento Espécie das Provento Início de

Item Provento Evento Distribuição Social (Reais Mil) por Ação das Ações Ações (Reais Mil) Pagamento01 Juros sobre Capital Próprio RCA 01/08/2001 31/12/2001 115.580 0,0001610000 Ordinária 15.478 28/09/200102 Juros sobre Capital Próprio RCA 01/08/2001 31/12/2001 115.580 0,0001610000 Preferencial A 9.054 28/09/200103 Juros sobre Capital Próprio RCA 01/08/2001 31/12/2001 115.581 0,0001610000 Preferencial B 538 28/09/200104 Juros sobre Capital Próprio AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002715000 Ordinária 26.101 25/06/200205 Juros sobre Capital Próprio AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002715000 Preferencial A 15.628 25/06/200206 Juros sobre Capital Próprio AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002715000 Preferencial B 907 25/06/200207 Dividendo AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002070721 Ordinária 19.907 25/06/200208 Dividendo AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002070721 Preferencial A 11.645 25/06/200209 Dividendo AGO 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0002070721 Preferencial B 692 25/06/200210 Outros AGE 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0077303200 Ordinária 22.964 25/06/200211 Outros AGE 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0007730320 Preferencial A 13.433 25/06/200212 Outros AGE 26/04/2002 31/12/2001 115.580 0,0007730320 Preferencial B 798 25/06/200213 Juros sobre Capital Próprio AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0003448706 Ordinária 33.154 27/06/200314 Juros sobre Capital Próprio AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0003448706 Preferencial A 19.394 27/06/200315 Juros sobre Capital Próprio AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0003448706 Preferencial B 1.151 27/06/200316 Dividendo AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0001636055 Ordinária 15.728 26/05/200317 Dividendo AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0001636055 Preferencial A 9.201 26/05/200318 Dividendo AGO 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0001636055 Preferencial B 546 26/05/200319 Outros AGE 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0075182148 Ordinária 23.345 27/06/200320 Outros AGE 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0075182148 Preferencial A 13.656 27/06/200321 Outros AGE 29/04/2003 31/12/2002 83.342 0,0075182148 Preferencial B 811 27/06/200322 Juros sobre Capital Próprio RCA 20/08/2003 31/12/2003 91.440 0,0002247800 Ordinária 21.609 05/09/200323 Juros sobre Capital Próprio RCA 20/08/2003 31/12/2003 91.440 0,0002247800 Preferencial A 12.641 05/09/200324 Juros sobre Capital Próprio RCA 20/08/2003 31/12/2003 91.440 0,0002247800 Preferencial B 750 05/09/200325 Dividendo RCA 16/12/2003 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Ordinária 11.113 29/12/200326 Dividendo RCA 16/12/2003 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Preferencial A 6.501 29/12/200327 Dividendo RCA 16/12/2003 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Preferencial B 386 29/12/200328 Juros sobre Capital Próprio RCA 24/03/2004 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Ordinária 11.113 07/04/200429 Juros sobre Capital Próprio RCA 24/03/2004 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Preferencial A 6.501 07/04/200430 Juros sobre Capital Próprio RCA 24/03/2004 31/12/2003 91.440 0,0001155991 Preferencial B 386 07/04/200431 Dividendo AGO 29/04/2004 31/12/2003 91.440 0,0001019088 Ordinária 9.797 28/06/200432 Dividendo AGO 29/04/2004 31/12/2003 91.440 0,0001019088 Preferencial A 5.731 28/06/200433 Dividendo AGO 29/04/2004 31/12/2003 91.440 0,0001019088 Preferencial B 340 28/06/2004

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06.03 - DISPOSIÇÕES ESTATUTÁRIAS DO CAPITAL SOCIAL

% do Prioridade Calcu-

Espécie Classe Capital Direito a TAG no Reembolso Tipo de % R$/ Priori- lado

Item da Ação da Ação Social Conversível Converte em Voto a Long % de Capital Prêmio Dividendo Dividendo Ação Cumulativo tário Sobre

Lucro

Líquido

01 Preferencial A 36,12 Não Não 0,00 Sim Não Mínimo 6,00 0,00000 Não Sim Ajustado

Lucro

Líquido

02 Preferencial B 2,14 Sim A Não 0,00 Sim Não Mínimo 10,00 0,00000 Não Sim Ajustado

Lucro

Líquido

03 Ordinária 61,74 Não Pleno 0,00 Não Não Mínimo 0,10 0,00000 Não Não Ajustado

06.04 - MODIFICAÇÃO ESTATUTÁRIA

1 - Data da Última Modificação do Estatuto 2 - Dividendo Obrigatório (% do Lucro)28/02/2003 25,00

07.01. REMUNERAÇÃO E PARTICIPAÇÃO DOS ADMINISTRADORES NO LUCRO

Participação dos Administradores Valor da Remuneração no Lucro Global dos Administradores (Reais Mil) 3 - PeriodicidadeSim 3.700 Anual

07.02. PARTICIPAÇÕES E CONTRIBUIÇÕES NOS TRÊS ÚLTIMOS ANOS

1 - Data Final do Último Exercício Social: 31/12/20032 - Data Final do Penúltimo Exercício Social: 31/12/20023 - Data Final do Antepenúltimo Exercício Social: 31/12/2001

Valor do Valor do Valor do Último Penúltimo Antepenúltimo

Exercício Exercício Exercício Item Descrição das Participações e Contribuições (Reais Mil) (Reais Mil) (Reais Mil)01 Participações-debenturistas 0 0 002 Participações-empregados 4.598 3.948 2.86403 Participações-administradores 0 0 004 Partic.-partes Beneficiárias 0 0 005 Contribuições Fdo. Assistência 0 0 006 Contribuições Fdo. Previdência 7.013 6.448 5.36907 Outras Contribuições 0 0 008 Lucro Líquido No Exercício 91.440 83.342 115.58009 Prejuízo Líquido No Exercício 0 0 0

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09.01 - BREVE HISTÓRICO DA EMPRESA

A Coelce é resultado da unificação das quatro empresas distribuidoras de energia elétrica existentes no Estado do Ceará(Cenorte, Celca, Cerne e Conefor), tendo sido criada pela Lei Estadual n.º 9.477/71, por escritura pública lavrada em 30 de agosto de 1971, arquivada na Junta Comercial do Estado do Ceará e publicada no Diário Oficial do Estado do Cearáem 2 de setembro de 1971, autorizada para prestação do serviço público de energia pelo Decreto n.º 69.469/71, tendo comoprincipais acionistas as Prefeituras Municipais do Estado do Ceará, a Eletrobrás e o Governo Estadual.

A Coelce tornou-se uma companhia de capital aberto em outubro de 1995 e a partir dessa data, suas ações passaram a sernegociadas nas principais bolsas de valores brasileiras.

Em 2 de abril de 1998, a Coelce foi privatizada por meio de leilão público, realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro,passando a ser administrada pelo consórcio Distriluz, formado pela, Enersis, Chilectra e CERJ. O preço de aquisição foiequivalente a US$868.000 mil.

Após a privatização, o Contrato de Concessão foi assinado em maio de 1998, outorgando à Coelce 30 anos de direitosexclusivos sobre a distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará.

A Coelce é responsável pela distribuição de energia elétrica do Estado do Ceará, abrangendo um território de 146.817km2

e 184 municípios, e suas atividades são fiscalizadas e regulamentadas pela ANEEL.

Atualmente, a Companhia atende pela denominação social de Companhia Energética do Ceará – Coelce e encontra-selocalizada na Cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, na Av. Barão de Studart 2917, registrada na CVM sob o n.º 14.869.

O objeto social da Coelce prevê as seguintes atividades e negócios:

(i) produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos que lhesvenham ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadasaos serviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(ii) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação,transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma deconcessão, autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado doCeará, e outras áreas definidas pelo poder concedente;

(iii) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, emespecial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(iv) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico esocial em regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estataisou privados, podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privadaque revele empenho em implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento; e

(v) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social deoutras companhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energiaelétrica, incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

Eventos Relevantes no Desenvolvimento das Atividades da Coelce

No dia 27 de setembro de 1999, a Coelce concluiu um processo de reestruturação societária por meio do qual incorporousua controladora Distriluz. A Investluz, atual controladora da Coelce, possui 91,67% do capital votante e 56,6% do capitaltotal da Coelce.

Principais Investimentos

A Coelce não possui subsidiárias ou investimentos relevantes em outras sociedades e nos dois últimos exercícios sociaisnão efetuou qualquer investimento ou desinvestimento de capital, nem adquiriu participações em outras sociedades.

O investimento da Coelce no ano de 2002 em projetos de investimento foi de R$183.996 mil. Mantendo o propósito demelhorar cada vez mais a qualidade do serviço e a confiabilidade do sistema, foram postas em operação mais oitosubestações além da construção e ampliação de linhas de transmissão. Buscando o aprimoramento tecnológico, foiimplementado o SIE2000-A (Sistema Administrativo/Financeiro sobre a plataforma SAP R/3) e foi dada continuidade aprojetos como Sistemas Técnicos, além da modernização e automação de subestações. Em 2003, o investimento ficou emR$147.815 mil e em 2004 a Coelce planeja investir R$136.705 mil, principalmente no combate as perdas, ampliação daquantidade de clientes e expansão do sistema, com o propósito de melhorar a qualidade e confiabilidade dos Serviços.

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Além disso, foram desenvolvidos projetos institucionais como o projeto Luz no Campo, programa de eletrificação ruralfinanciado pela Eletrobrás, que visa atender ao homem do campo. No âmbito desse programa, no ano de 2002 foramexecutadas 558 obras atendendo 34.171 clientes, com um investimento de R$56.033 mil. No ano de 2003, foramexecutadas 18 obras, atendendo 2.578 clientes, com um investimento de R$5.154 mil.

Em 2004, merecem destaque dois projetos, tendo como principal parceiro o Governo Federal. O primeiro é regulamentadopela ANEEL e busca a universalização do serviço de distribuição de energia elétrica, devendo, este ano, atingir 117.497clientes. Destes, 89.038 são clientes sem extensão de rede, enquanto 28.459 possuem extensão de rede primária ousecundária.

O segundo programa, intitulado Luz Para Todos visa atingir clientes que precisam ter extensão de rede e tem por metaatender 18.000 clientes ainda este ano. Os volumes de recursos envolvidos nos dois programas chegam a R$114.006 mil,sendo R$62.526 mil com a universalização e R$51.480 mil com o Luz Para Todos. Este último será financiado pelosgovernos Federal e Estadual e pela Eletrobrás. A participação financeira da Coelce corresponde a 25% do programa, dosquais 10% são a título de empréstimo, concedido pela Eletrobrás (Fundo RGR) e 15% são custeados pela Coelce.

Investimentos no Controle de Perdas de Energia

Para reduzir as perdas de energia elétrica, a Coelce impletou o Projeto Normalização e o Projeto PIMT.

O Projeto Normalização tem por objetivo fiscalizar clientes do Grupo B e sanar as irregularidades verificadas,principalmente aquelas relacionadas com furto de energia. As eventuais irregularidades são sanadas por meio doschamados “Termos de Ocorrência”, procedimento utilizado caso fique comprovado o furto de energia pelo cliente, ou“Ordens de Trabalho”, quando não há o furto, mas apenas problemas com o medidor.

Pelo Projeto Normalização, em 2002, foram efetuadas 215.954 inspeções, resultando em 31.507 normalizações e nofaturamento de 11.674MWh, correspondentes a R$3.129 mil. O ganho de energia das Ordens de Trabalho executadas em2002, juntamente com as Ordens de Trabalho de 2001, que ainda aportaram ganho em 2002, totalizou 28.979MWh.Adicionalmente, foram conectadas 11.116 unidades de consumo pelo Projeto PIMT, registrando um ganho de energia de8.267MWh.

Durante o ano de 2003, foram efetuadas 405.391 inspeções, resultando em 58.651 normalizações e no faturamento de14.896MWh, correspondente a R$5.256 mil. O ganho de energia das Ordens de Trabalho executadas em 2003, juntamentecom as Ordens de Trabalho de 2002 que ainda aportaram ganho em 2003, totalizaram 26.060MWh.

No primeiro trimestre de 2004, já foram realizadas 119.898 inspeções, resultando em 20.237 normalizações e nofaturamento de 5.977MWh, correspondentes a R$2.307 mil. Para todo o ano de 2004, a Coelce espera realizar 450 milinspeções, estimando atingir aproximadamente 70 mil normalizações.

O Projeto PIMT (Programa Institucional de Medidas Técnicas) tem tem por objetivo regularizar áreas carentes localizadaspróximas à rede de distribuição que não contem com o fornecimento regular de energia elétrica e/ou regularizar áreas comconcentração de usuários e clientes furtadores de energia.

Em 2003, foram conectadas 18.001 unidades de consumo pelo Projeto PIMT, registrando um ganho de energia de 3.422MWh. No primeiro trimestre de 2004, foram conectados 1.066 clientes e a Coelce espera conectar outros 5 mil clientesaproximadamente até o final de 2004.

Além do Projeto Normalização e do Projeto PIMT, em 2002 a Coelce realizou, ainda, as seguintes atividades adicionaisvisando reduzir as perdas de energia elétrica:

(i) desenvolvimento do projeto medição de energia reativa em clientes do Grupo B;

(ii) realização de um projeto piloto de auditoria metrológica, através da execução de 200 inspeções em grandes clientesdo Grupo A, que apresentaram uma efetividade de 7,5% de irregularidades;

(iii) comissionamento de 16 medições de usinas térmicas emergenciais, as quais tiveram despacho condicionadoautorizado pela área de distribuição da Coelce;

(iv) avaliação de novas tecnologias em medição de energia, destacando um conjunto de medição encapsulado defabricação nacional, com leitura por radiofreqüência, o qual possibilita, sem poluição visual, a medição externa emgrandes consumidores reduzindo as possibilidades de fraudes, e a aplicação de palm tops na leitura de grandesclientes;

(v) realização de atividades diversas no laboratório de medidores da empresa onde destaca-se a execução de 30.088laudos de medidores e a recuperação de 12.863 medidores eletromecânicos monofásicos;

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(vi) execução de 73 medições de energia em circuitos secundários de distribuição, para determinação das perdas porcentro de distribuição, apoiando a definição da melhor medida técnica a aplicar, otimizando recursos; e

(vii) desativação de 7.433 conexões clandestinas à rede elétrica, em vários bairros da periferia de Fortaleza ondepredomina a população de baixa renda.

Em 2003, além da continuidade das atividades realizadas em 2002, a Coelce realizou as seguintes atividades visandoreduzir as perdas de energia elétrica:

(i) realização de inspeções em horários diferenciados, inclusive noturno;

(ii) inspeção com turmas especiais para clientes comerciais e industriais;

(iii) utilização de medidores com parafuso de cabeça destrutível;

(iv) utilização medidores com parafuso fusível para fechamento da tampa para evitar fraudes por retrocessode leitura;

(v) inspeção integral nos grandes clientes Grupo A; e

(vi) flagrantes em auto-religadores e fraudes de energia com divulgação através de televisão.

Investimentos em Expansão do Sistema Elétrico

Em 2002, a Coelce construiu 30 alimentadores, 445km de redes de 69KV, 5.300km de redes de média tensão, instalou8.088 novos transformadores de distribuição, aumentou a potência de 59,08MVA nos transformadores de força e 112MVAnos transformadores de distribuição, fez o recondutoramento de 273km de alimentadores, instalou 6.791 caixas de proteçãosecundária, substituiu 103.860 ramais de ligação e substituiu 67.029 conectores parafusos por conector tipo cunha. Foramrealizadas, também, 70.333 inspeções expeditas e 27.221 inspeções minuciosas em Linhas de Distribuição de MédiaTensão. Em 2002, também foram concluídas as subestações de Beberibe, Antonina, Várzea Alegre, Apuiarés, Mauriti,Inhuporanga, Coreau, Amontada e iniciada a construção da subestação de Viçosa do Ceará.

Em 2003, foram construídos mais 2.212km de linhas de rede aéreas para a media tensão, e mais 750km para baixa tensão,de forma que a Coelce fechou o ano de 2003 com 53.256km de rede em média tensão e 25.812km na baixa tensão. Foraminstalados mais 3.399 novos transformadores de distribuição, elevando a potência em 145MVA. Foi também finalizada aconstrução da subestação de Viçosa, que entrou em operação no mesmo ano; com isso a Coelce chegou a um total de88 subestações em todo o Estado do Ceará, elevando a potência das mesmas em 52,9MVA. Adicionalmente, foi feito orecondutoramento em mais 226km de alimentadores, a instalação de 1.904 pára-raios e 2.221 caixas de proteçãosecundárias, substituição de 38.520 conectores parafusos por conector tipo cunha, e 2.719 chaves fusíveis.

Para 2004, espera-se construir mais 9.630km de rede de média tensão e mais 3.326km de rede de baixa tensão, instalarmais 3.394 transformadores de distribuição aumentando a potência dos mesmos em 377MVA e com isso atingir umacapacidade de 2.355MVA. Adicionalmente, terão seqüência os trabalhos que vêm sendo realizados em recondutoramentodos alimentadores, instalação de caixas de proteção, substituição de conectores por tipo cunha e chave fusível, entre outras.

Reestruturação Societária

Incorporação da Distriluz e Desdobramento do Capital e Resgate de Ações

No ano de 1998, a Distriluz adquiriu com ágio (R$776 milhões) o controle societário da Coelce, em leilão de privatização.Em termos tributários, esse ágio pode ser amortizado ao longo do tempo, reduzindo o lucro sujeito a tributação e,conseqüentemente, os valores de impostos a pagar.

Em assembléia geral extraordinária realizada em 27 de setembro de 1999, os acionistas da Coelce e da Distriluz aprovarama incorporação da Distriluz pela Coelce, com a conseqüente extinção da incorporada.

Em virtude da incorporação, a participação acionária da Distriluz na Coelce foi extinta e o patrimônio líquido da Distriluz,no valor de R$1.015.539.511,54, foi vertido para a Coelce. Deste montante, um total de 79.496.940.377 ações ordinárias,representando a parcela de R$221.075.967,41, correspondente ao valor da participação da Distriluz no capital da Coelce,foram atribuídas proporcionalmente aos acionistas da Distriluz. O valor restante de R$775.961.235,70 foi destinado a umaconta de reserva de ágio, constituída para evitar a diluição das participações dos acionistas no capital da Coelce.

Em todas as etapas da operação, a participação societária de Endesa, CERJ e Enersis/Chilectra permaneceram inalteradase em conseqüência da efetivação da incorporação, a Investluz passou a ser a nova controladora da Coelce.

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Todas as obrigações que Distriluz tinha antes da operação foram transferidas para a Investluz, como condição prévia paraque a operação pudesse ser aprovada pela CVM e pela ANEEL, levando em conta a preservação do equilíbrio econômicoe financeiro do Contrato de Concessão e a qualidade e a continuidade da prestação do serviço público de energia elétrica.

Após a incorporação, o ágio foi contabilizado na Coelce, da seguinte forma: o débito foi contabilizado em conta de AtivoPermanente – Ágio e o crédito em conta de Patrimônio Líquido –Reserva de Capital/Ágio.

A Coelce e a Investluz não podem considerar em nenhuma hipótese os reflexos da incorporação para efeito de avaliaçãodo equilíbrio econômico e financeiro da Concessão, inclusive quanto aos custos e investimentos a serem remunerados, jáque os mesmos não são considerados para fins de reajustes ou revisão tarifária.

O ágio está sendo amortizado de acordo com curva programada pela ANEEL, baseada na rentabilidade futura, limitada aoprazo da Concessão, ou seja, em um prazo de 29 anos. Esta curva poderá ser revisada anualmente a critério daSuperintendência de Fiscalização Econômica e Financeira em função dos resultados realizados, comparativamente aosdados projetados e apresentados nos estudos elaborados pela Coelce.

Ainda assim, este processo de amortização do ágio proporciona uma redução no lucro tributável da Coelce e,conseqüentemente, nos proventos pagos aos acionistas. Como forma de compensação por esta redução no montante a serdistribuído, foi instituído o mecanismo conhecido como “desdobramento e resgate simultâneo de ações”, que aumenta onúmero de ações na mesma proporção do valor do ágio amortizado no período, e posteriormente efetua o resgate destas avalor patrimonial, utilizando como base a reserva de capital criada quando da incorporação. Por meio da sistemática descritaacima, é garantida aos acionistas a devolução dos rendimentos diminuídos pela redução do lucro distribuível, quando daamortização do ágio, bem como a devolução do montante equivalente ao benefício fiscal oriundo desta amortização. ACVM, consultada à época da incorporação e com o intuito de resguardar os interesses do acionista minoritário, determinouque fosse implementado um mecanismo de compensação em decorrência da redução no montante a ser distribuído,ratificando o procedimento adotado pela Coelce na forma do mecanismo de desdobramento e resgate de ações.

Transferência do Controle Acionário da CGTF

Em 14 de abril de 1998, a Distriluz e o Estado do Ceará celebraram o Contrato de Compra e Venda de Ações n.º 39/98 –SEFAZ, tendo como objeto a compra, pela Distriluz, das ações representativas do capital social da Coelce. Nos incisos XVe XVI da Cláusula Quarta do contrato, a Distriluz, na posição de compradora, assumiu a obrigação de dar prosseguimentoa processo licitatório de escolha de um produtor independente de energia térmica para firmar contrato de compra decapacidade e um acordo operacional.

Como não houve interessados em participar do processo licitatório, a Coelce construiu a CGTF, assegurando-se dealternativas para aquisição de energia, de modo a atender futura demanda.

No entanto, em 19 de outubro de 2001, a ANEEL, por meio da Resolução ANEEL n.º 433/01, autorizou a CGTF aestabelecer-se como produtor independente de energia elétrica mediante a implantação da central geradora termelétrica deFortaleza e respectivo sistema de transmissão de interesse restrito. Em razão da autorização concedida, restou à Coelce aobrigação de transferir o controle acionário da CGTF para empresa distinta, no prazo de noventa dias a contar da data dapublicação da Resolução, prazo este que se esgotaria em 18 de janeiro de 2002.

O conselho de administração da Coelce, em reunião realizada em 12 de dezembro de 2001 e ad referendum da assembléiageral da Coelce, aprovou a transferência do controle acionário da CGTF, envolvendo a parte relativa ao controle ou atotalidade do capital social, de modo a dar cumprimento à determinação da ANEEL, evitando, assim, a instauração deprocedimentos administrativos punitivos e imposições de penalidades contra a Coelce, por parte da referida autarquia. Aoperação foi ratificada pelos acionistas da Coelce em assembléia geral realizada em 21 de dezembro de 2001.

Em 21 de dezembro de 2001, a Coelce alienou a totalidade das ações de emissão da CGTF, pelo valor total deR$41,5 milhões, sendo 51,18% para Endesa Internacional e 48,82% para Enersis, ambas empresas integrantes do mesmogrupo econômico da Coelce.

09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO

Característica do Setor de Atuação

A Coelce é uma Companhia de distribuição de Energia Elétrica, no Estado do Ceará, localizado no Nordeste doBrasil, abrangendo um território de 146.817 km2 com 184 municípios, cujo período de concessão é de 30 anos.

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Antecedentes Principais

Razão Social Companhia Energética do CearáTipo de Entidade Sociedade Anônima AbertaEndereço Av. Barão de Studart, 2917 – Aldeota - Fortaleza - Ceará

Cep 60.127-900Telefone (5585) 216.1100Fax (5585) 216.1410Página Web http:\\www.Coelce.com.bre-mail Investor@Coelce.com.brCGC 07.047.251/0001-70Registro na CVM 01486-9Fisco Estadual 06.105.848-3Auditores Externos Deloitte Touche Tohmatsu

Atividades e Negócios

Objeto Social

(a) a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos quelhes venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividadesassociadas aos serviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(b) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção,transformação, transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza,na forma de concessão, autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial doEstado do Ceará, e outras áreas definidas pelo Poder Concedente;

(c) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia,em especial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(d) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômicoe social em regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãosestatais ou privados, podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ouprivada que revele empenho em implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento;

(e) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital socialde outras companhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energiaelétrica, incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

Setor Elétrico Brasileiro

O setor elétrico compreende as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.

Com tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema de produção etransmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmico de grande porte, com forte predominância deusinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. O Sistema Interligado Nacional – SIN, conforme detalhadoadiante, é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte.Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do País encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemasisolados localizados principalmente na região amazônica.

Segundo o Plano Decenal de Expansão (2003-2012) do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dosSistemas Elétricos – CCPE, a capacidade nominal geradora instalada no final de 2002, considerando-se o SIN,correspondia a 82.177MW, distribuídos entre os diferentes tipos de geração, dos quais 68.928MW correspondiama usinas hidrelétricas, 9.980MW a termelétricas, 2.178MW de energia importada e 1.091MW de pequenas usinas.Essa capacidade instalada inclui a parcela da participação brasileira em Itaipu, a maior usina hidrelétrica domundo, pertencente aos Governos do Brasil e do Paraguai, com capacidade de geração de 12.600MW de energiaelétrica. Os recursos hídricos são administrados em reservatórios multi-anuais. Estima-se que o Brasil tenha um

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potencial de geração de energia hidrelétrica de 258.420MW. Segundo o Plano Decenal de Expansão (2003-2012),até 2012 haverá um acréscimo de 17.694MW da capacidade instalada, conforme tabela abaixo:

Capacidade Instalada (MW) 31.12.02 31.12.12

Usinas Hidrelétricas 68.928 84.262

Usinas Termelétricas 9.980 11.877

Importação de Energia 2.178 2.178

Pequenas Usinas 1.091 1.554

__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Percebe-se com o exame da tabela abaixo, o potencial hídrico do Brasil a ser desenvolvido de quase 170.000MW.

Potencial Hidrelétrico (MW)

Estimado 89.387

Inventariado 169.033

Total 258.420__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em 2002, a participação da geração térmica na produção total de energia chegou a alcançar 9,02% com odespacho das usinas nos níveis de geração indicados pela estratégia de otimização dos recursos existentes.

O sistema elétrico brasileiro é composto por dois grandes sistemas interligados (um para as regiões Sul, Sudestee Centro-Oeste e outro para as regiões Norte e Nordeste) e por diversos pequenos sistemas isolados em regiõesao Norte e Nordeste do País. Os dois grandes sistemas (que conjuntamente formam o SIN e representam cercade 97% da capacidade do País) foram interligados pelo Linhão Norte-Sul, com 1.277km de extensão e tensão de500kV, que tem como pontos terminais a subestação de Imperatriz, no Maranhão, e a subestação de Samambaia,no Distrito Federal. Abaixo, as distribuições de energia nas regiões brasileiras:

De acordo com o Plano Decenal de Expansão (2003/2012), as configurações das linhas de transmissão formavamum todo no final de 2002 de 68.485km, a projeção para 2012 é de 95.024km de linhas de transmissão.

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Linhas de Transmissão (km)

Configuração/kV 750 600 500 440 345 230

Configuração de 2002 2.698 1.612 17.823 6.393 8.309 31.650

Adicionado 2003/2012 5.480 0 14.026 13 929 6.091

Configuração de 2012 8.178 1.612 31.849 6.406 9.238 37.741__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em 30 de junho de 2000, aproximadamente 50% da geração de energia elétrica no Brasil e 64% das linhas detransmissão de alta tensão eram operadas pela Eletrobrás, empresa controlada pela União, e por suas subsidiárias.A Eletrobrás atualmente possui três subsidiárias regionais responsáveis pela geração e transmissão de eletricidadeno Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil, sendo elas a Eletronorte, a CHESF e Furnas. Além dessas empresas, aEletrobrás tem como subsidiárias integrais a Empresa Transmissora de Energia Eletrosul e a EletrobrásTermonuclear S.A. – Eletronuclear. As linhas de transmissão de alta tensão remanescentes, aproximadamente36% do total, são de propriedade de companhias estaduais.

Os estudos de planejamento e programação da operação, realizados pelo ONS, permitiram definir a participaçãodas regiões com melhores condições hidroenergéticas no atendimento dos requisitos das regiões. A transferênciade energia entre regiões foi intensamente utilizada para a otimização sistêmica. As diretrizes e políticas do setorelétrico brasileiro são determinadas pelo Governo Federal, especificamente pelo MME.

O órgão responsável pela regulação e fiscalização do setor de energia elétrica no Brasil é a ANEEL, autarquiasob regime especial vinculada ao MME, instituída em 26 de dezembro de 1996 e estabelecida em outubro de1997.

Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro

No Brasil, tradicionalmente, a União foi responsável pelas atividades de geração e transmissão de energiaelétrica, através da Eletrobrás, enquanto que os Estados e algumas poucas empresas privadas foram incumbidasda distribuição.

No final da década de 1970, com a compra, pelo Governo Brasileiro, das ações da Light, todos os concessionáriosdo setor de energia elétrica tinham capital nacional.

Na década de 1980, o desempenho da Eletrobrás passou a se ressentir das dificuldades que vinham sendoenfrentadas pela economia brasileira. A recessão e a crise da dívida externa criaram um quadro grave deestrangulamento financeiro do setor. No início da década de 1990, o programa de obras de geração foipraticamente paralisado. O desenvolvimento do setor elétrico nacional decorreu, assim, até o início da décadade 1990, de iniciativa predominantemente estatal, através da Eletrobrás e de suas subsidiárias.

Até 1997, o setor elétrico permaneceu monopolizado pelo Estado. Não havia competição entre as empresasatuantes na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O planejamento e a operação do sistema eramcoordenados pela Eletrobrás. O setor era, ainda, verticalizado, fortemente regulamentado em termos de fixaçãode preços e de condições de prestação dos serviços.

Foi iniciada, assim, uma reorganização institucional do setor, com o fim de reduzir a presença do Estado, que nãodispunha de recursos financeiros para investir. Contribuíram para a reformulação os exemplos de outros países,que regularam os monopólios de transmissão e de distribuição de energia elétrica e introduziram competitividadena geração e na comercialização. A reforma do setor elétrico foi balizada por dois princípios básicos: garantiada expansão da oferta, assegurando, desta forma, o abastecimento a longo prazo, e fornecimento de energiadentro de uma relação entre qualidade e preço. O Governo Federal anterior e o atual adotaram as seguintesdiretrizes e medidas para reestruturação do setor elétrico:

Desverticalização e Competição

Adotou-se a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização das empresasverticalizadas, de maneira a criar os mecanismos para garantir a competição tanto na geração quanto nacomercialização de energia elétrica e gerar transparência nas negociações entre empresas do mesmo grupo.Neste sentido, a Resolução ANEEL n.º 278, de 19 de julho de 2000, estabeleceu regras sobre concentração demercado, impondo, dentre outras restrições, limites ao agente distribuidor para compra de energia de empresa degeração a ele vinculada ou produzida por ele mesmo, obrigando-o a buscar outros fornecedores de energia,incentivando, com isso, o crescimento do mercado.

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Conforme dispõe a Lei n.º 9.648/98, a compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionáriose autorizados passou a ser de livre negociação. A lei estabeleceu uma fase de transição, durante a qual acompetição dar-se-á de forma gradual. Competia à ANEEL, durante o período de 1998 a 2002, homologar osmontantes de energia e demanda de potência a serem contratados e regular as tarifas correspondentes. Desde2003, os montantes de energia e de demanda de potência são contratados com redução gradual à razão de 25%do montante referente ao ano de 2002. Durante a primeira fase da transição, foram substituídos os contratos desuprimento por contratos de uso do sistema de transmissão, contratos de conexão e contratos iniciais de comprae venda de energia.

A partir do início da implantação da Lei n.º 10.848/04, mesmo na vigência dos atuais contratos de concessão quecontemplam geração para atendimento próprio (self-dealing), as atividades de geração e distribuição deverão sersegregadas, devendo os distribuidores constituir empresas próprias para abrigar essas unidades, estabelecendocontratos bilaterais que cubram o período hoje abrangido pelo contrato de self-dealing vigente.

Ao fim desses contratos, não será mais admitido que distribuidores detenham geração para atendimento próprio),permitindo-se contratos de compra e venda de energia entre partes relacionadas, apenas quando decorrentes deprocesso de contratação via CCEE.

Outra modificação introduzida pela Lei n.º 10.848/04 é a de que as concessionárias, permissionárias e autorizadasde serviço público de distribuição de energia elétrica que atuam no SIN não poderão desenvolver atividades:(i) de geração e transmissão de energia elétrica; (ii) de venda de energia a determinados consumidores; (iii) departicipação em outras sociedades de forma direta ou indireta; ou (iv) estranhas ao objeto de concessão,permissão ou autorização, exceto quando previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão.

Adoção de um Programa de Privatização

A privatização do setor elétrico brasileiro faz parte da segunda etapa do PND. Iniciado em 1991, o PND, em suaprimeira etapa, consistiu na venda de empresas do setor industrial. A segunda fase do programa engloba atransferência de empresas de serviços públicos ao setor privado. O PND é administrado pelo BNDES e suasdiretrizes são dadas pelo CND. Com a Lei n.º 10.848/04, ficam excluídas do PND a Eletrobrás e suas controladasFurnas, CHESF, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE.

Criação do Órgão Regulador – ANEEL

Instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, a ANEEL é uma autarquia sob regime especial,vinculada ao MME, criada para regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização deenergia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal. Com o advento daLei n.º 10.848/04, as atribuições da ANEEL, entre outras, passaram a ser:

(i) promover, mediante delegação do Poder Concedente, nos termos do regulamento, os procedimentoslicitatórios para a contratação de concessionárias de serviço público para produção, transmissão edistribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciaishidráulicos;

(ii) gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica, de concessãode uso de bem público, bem como fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais,as concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica;

(iii) aprovar as regras e os procedimentos de comercialização de energia elétrica, contratada de formasregulada e livre;

(iv) promover processos licitatórios para atendimento às necessidades do mercado;

(v) homologar as receitas dos agentes de geração na contratação regulada e as tarifas a serem pagas pelasconcessionárias, permissionárias ou autorizadas de distribuição de energia elétrica, observados osresultados dos processos licitatórios;

(vi) estabelecer mecanismos de regulação e fiscalização para garantir o atendimento à totalidade domercado de cada agente de distribuição e de comercialização de energia elétrica, bem como à carga dosconsumidores que tenham exercido a opção prevista nos artigos 15 e 16 da Lei n.º 9.074, de7 de julho de 1995, que trata das opções de compra por parte dos consumidores atendidos com cargaigual ou maior que 10.000kW;

(vii) definir as tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição;

(viii) regular o serviço concedido, permitido e autorizado e fiscalizar permanentemente sua prestação; e

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(ix) estabelecer tarifas para o suprimento de energia elétrica realizado às concessionárias e permissionáriasde distribuição, inclusive às cooperativas de eletrificação rural enquadradas como permissionárias,cujos mercados próprios sejam inferiores a 500.000MWh/ano, e tarifas de fornecimento àscooperativas autorizadas, considerando parâmetros técnicos, econômicos, operacionais e a estruturados mercados atendidos.

Restauração do Papel do Poder Executivo como Poder Concedente

Com os problemas de energia elétrica advindos do antigo modelo, baseado em princípios de mercado, o novomodelo de energia elétrica introduzido pela Lei n.º 10.847/04 e pela Lei n.º 10.848/04 centraliza as decisões parao Estado, mais especialmente para o CNPE e MME. Abaixo são descritas as funções dos órgãos maisdiretamente vinculados ao Poder Executivo:

(i) CNPE, cujas principais funções são: (a) proposição da política energética nacional ao Presidente daRepública, em articulação com as demais políticas públicas; (b) proposição da licitação individual deprojetos especiais do setor elétrico, recomendados pelo MME; e (c) proposição do critério de garantiaestrutural de suprimento; e

(ii) MME, cujas principais funções são: (a) formulação e implementação de políticas para o setorenergético, de acordo com as diretrizes do CNPE; (b) retomada do exercício da função de planejamentosetorial, com contestação pública; (c) exercício do Poder Concedente; (d) monitoramento da segurançade suprimento do setor elétrico, por intermédio do CMSE; e (e) definição de ações preventivas pararestauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda,tais como gestão da demanda e/ou contratação de uma reserva conjuntural de energia do sistemainterligado.

Criação do ONS

Criado pela Lei n.º 9.648/98, o ONS é associação civil sem fins lucrativos, formada pelos agentes que atuam nomercado com o objetivo de executar atividades de coordenação e controle da operação de geração e transmissãode energia elétrica nos sistemas interligados.

O ONS tem por atribuições: (i) o planejamento e a programação da operação e o despacho centralizado dageração, com vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados; (ii) a supervisão e a coordenaçãodos centros de operação de sistemas elétricos; (iii) a supervisão e o controle da operação dos sistemaseletroenergéticos nacionais interligados e das interligações internacionais; (iv) a contratação e a administração deserviços de transmissão de energia elétrica e respectivas condições de acesso, bem como dos serviços ancilares;(v) propor à ANEEL ampliações das instalações da rede básica de transmissão, bem como reforços dos sistemasexistentes, a serem licitados ou autorizados; e (vi) a definição de regras para operação de transmissão da redebásica dos sistemas elétricos interligados, a serem aprovadas pela ANEEL.

A rede básica é o conjunto das instalações de transmissão de energia elétrica integrantes do SIN e consideradaspela ANEEL como parte de sua rede básica, conforme o artigo 17 da Lei n.º 9.074/95 e a Resolução ANEELn.º 245, de 31 de julho de 1998.

O ONS faz a gestão da energia assegurada das usinas despachadas centralizadamente, administrando as variáveiscomo hidrologia, logística de entrega, custo marginal de operação e capacidade das linhas de transmissão. Coma Lei n.º 10.848/04, sem prejuízo de outras funções atribuídas pelo Poder Concedente, constituirão atribuiçõesda ONS: (i) propor ao Poder Concedente as ampliações das instalações da rede básica, bem como os reforços dossistemas existentes, a serem considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão; e (ii) proporregras para a operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL.Caberá ao Poder Concedente, por meio de novas regras, estabelecer a estrutura e o funcionamento da ONS.

Criação do MAE (extinto)

Diante da necessidade de propiciar condições para a efetiva concorrência entre os agentes de geração ecomercialização do setor de energia elétrica, estabelecendo-se mecanismos de proteção aos consumidores, foiinstituído, por meio da Lei n.º 10.433, de 24 de abril de 2002, o MAE. A criação do MAE e do ONS representoua otimização do setor elétrico, com a separação da comercialização, feita no âmbito do MAE, da entrega físicada energia elétrica, feita através do despacho centralizado pelo ONS.

O MAE era regido pelo Acordo de Mercado, contrato unilateral de adesão subscrito por agentes de geração, decomercialização, de importação, de exportação e consumidores livres, que definia as condições para a instituiçãoe funcionamento do MAE. No MAE se processava a compra e venda de energia entre seus participantes, tantoem contratos bilaterais como no mercado de curto prazo. Portanto, a energia podia ser comercializada de duasformas distintas: (i) contratação bilateral entre geradoras e comercializadoras ou distribuidoras: os preços e

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condições eram determinados livremente entre as partes. Esses contratos tinham prazo, volume e preço definidosentre as partes, para evitar a exposição à volatilidade do custo marginal de operação; e (ii) mercado de curto prazo(spot): abrangia a parcela não contratada de energia, que podia ser originária dos excedentes de energia dasgeradoras ou da demanda acima da contratada, das distribuidoras e das comercializadoras. O preço da energianeste mercado era determinado em função do custo marginal de operação, que reflete o valor econômico médioda energia futura. O prazo dos contratos era inferior a dois anos.

O limite de contratação para as geradoras hidrelétricas do sistema era a energia assegurada de cada usinaparticipante do MRE, estabelecido com o objetivo de compartilhar os riscos hidrológicos entre as usinas. A cadausina despachada centralizadamente correspondia um montante de energia assegurada, mediante mecanismo decompensação da energia efetivamente gerada. A energia assegurada do sistema era aquela que podia ser obtida,a risco de déficit pré-estabelecido, conforme regras aprovadas pela ANEEL. A energia assegurada de cada usinahidrelétrica participante do MRE era a fração a ela alocada da energia assegurada do sistema.

O valor da energia assegurada alocada a cada usina hidrelétrica era revisto a cada cinco anos, ou na ocorrênciade fatores relevantes. As transferências de energia entre as usinas participantes do MRE visando a compensaçãoda energia estavam sujeitas à aplicação do encargo estabelecido pela ANEEL, destinado à cobertura dos custosincrementais incorridos na operação e manutenção das usinas hidrelétricas e pagamento da compensaçãofinanceira pelo uso dos recursos hídricos.

A geradora que, porventura, não gerasse a energia assegurada, devia comprar energia para torná-la disponível.Como faz parte do condomínio, pagava apenas o MRE, em torno de R$3,00/MWh. Caso gerasse mais que aenergia assegurada, recebia os mesmos R$3,00/MWh. Se todo o sistema de geração hidráulica gerasse mais quea energia assegurada e vendida no MAE, o benefício era dividido entre todas as geradoras.

As geradoras vendiam sua produção através das duas formas acima referidas. As novas geradoras remuneravamos ativos de transmissão pagando ao operador do sistema pelo uso da rede de transmissão. Os distribuidorescompravam sua energia através de contratos bilaterais com as geradoras, a preços determinados entre as partes,ou no Mercado Spot ao preço do momento. Essa energia era vendida para os consumidores cativos, por preçosregulados, definidos pelo órgão regulador, e para os consumidores livres, por preços pactuados livremente entreas partes. Os distribuidores deveriam contratar no mínimo 80% de sua demanda em contratos bilaterais de longoprazo, o que indicaria uma relação entre 80 e 85% da energia em contratos bilaterais e 20 a 15% da energia noMercado Spot. As comercializadoras compravam a energia da mesma maneira que as distribuidoras, mas podiamvender apenas para os consumidores livres, ou no Mercado Spot.

A formação de preços acontecia em quatro submercados diferentes: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste eSul.

Com a Lei n.º 10.433/02, o MAE deixou de ser um mercado estritamente auto-regulado pelos agentes do setorelétrico, passando a ter natureza jurídica de pessoa jurídica de direito privado, submetido a autorização,regulamentação e fiscalização da ANEEL.

Em 29 de abril de 2002, foi publicada a Lei n.º 10.438, alterada pela Lei n.º 10.604/02, a qual estabeleceu queum mínimo de 50% da energia elétrica comercializada pelas concessionárias geradoras de serviço público sobcontrole federal, inclusive o montante de energia elétrica reduzido dos Contratos Iniciais, deveria ser negociadapor meio de (i) leilões exclusivos com consumidores finais; (ii) aditamento dos contratos que estejam em vigorna data da publicação da Lei n.º 10.604/02; ou (iii) outra forma de regulamentação. As energias nãocomercializadas da forma aqui descrita, deviam ser liquidadas no mercado de curto prazo do MAE.

Com o advento da Lei n.º 10.848/04, o MAE é extinto, sendo substituído pela Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica (CCEE). Durante a transição, ficará sob responsabilidade da ANEEL regular e conduzir oprocesso de transição necessário à constituição e à efetiva operação da CCEE, a ser concluído no prazo máximode 90 dias a contar da data de publicação da regulamentação a ser feita pelo Poder Concedente, mantendo-sedurante a transição as obrigações atribuídas ao MAE pelo artigo 1º da Lei n.º 10.433/02.

Criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

O fornecimento de energia elétrica ao consumidor cativo, por meio das concessionárias de serviço público dedistribuição, é atividade regulada. Dentre os objetivos principais dessa atividade está o de assegurar suprimentode energia de modo confiável, isonômico e o mais econômico possível (modicidade tarifária).

A contratação da energia destinada a esse suprimento por meio de licitação representa atualmente o modo maisadequado de se atingirem esses objetivos, por ser transparente e por assegurar economia de escala e isonomiapara os consumidores.

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Com a Lei n.º 10.848/04, institui-se uma instituição especializada – a CCEE – com os seguintes objetivos: (i) administrar a contratação de compra e venda de energia dos concessionários do serviço público dedistribuição; (ii) realizar leilões para compra de energia para os distribuidores, desde que autorizados pelaANEEL; e (iii) exercer as atuais funções de contabilização e liquidação do MAE, nos dois ambientes decontratação, o ambiente de contratação regulada e o ambiente de contratação livre.

A CCEE sucederá ao MAE, absorvendo suas funções atuais e incorporando todas as estruturas organizacionais eoperacionais deste. A instituição deverá ser pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos. A estrutura degovernança da CCEE será semelhante à do MAE. A principal diferença é que o presidente do conselho deadministração será indicado pelo MME, que passará a ter poder de veto nas deliberações que conflitarem com aspolíticas ou as diretrizes do Governo.

A CCEE apurará a tarifa de suprimento para os distribuidores a ser considerada pela ANEEL na formação dastarifas de fornecimento aos consumidores regulados.

O custeio da CCEE será coberto com a arrecadação de contribuições dos associados.

Criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Nos termos do artigo 174 da Constituição Federal, o exercício da função de executor do planejamento energético,e em particular do setor elétrico, é atribuição do Estado, como agente normativo e regulador da atividadeeconômica.

O desempenho de tal função requer o desenvolvimento de estudos complexos e multidisciplinares, quedemandam elevado grau de qualificação e especialização profissional.

Além disso, no desenvolvimento do processo de planejamento, é essencial garantir a credibilidade, arepresentatividade e a transparência dos estudos, em especial, por meio da disponibilização de dados, premissas,critérios, métodos e resultados, de maneira pública e isonômica, a todos os agentes.

A Lei n.º 10.847/04 instituiu a Empresa de Pesquisa Energética – EPE – com o objetivo de desenvolver osestudos necessários para que o MME possa cumprir plenamente sua função de executor de planejamentoenergético, com as seguintes responsabilidades: (i) execução de estudos para definição da Matriz Energética,com indicação das estratégias a serem seguidas e das metas a serem alcançadas, dentro de uma perspectiva delongo prazo; (ii) execução dos estudos de planejamento integrado dos recursos energéticos; (iii) execução dosestudos do planejamento da expansão do Setor Elétrico (geração e transmissão) promoção dos estudos depotencial energético, incluindo inventário de bacias hidrográficas; e (iv) promoção dos estudos de viabilidadetécnico-econômica e sócio-ambiental de usinas, bem como obtenção da licença prévia ambiental paraaproveitamentos hidrelétricos.

Os condicionantes para a formatação da EPE são: (i) vinculação ao MME; (ii) governança do Poder Executivo;(iii) autonomia técnica e administrativa; (iv) possibilidade de contar com apoio de técnicos externos, tais comouniversidades, centros de pesquisa e consultores, por meio de convênios e contratos, desde que preservados osrequisitos de isonomia, transparência, publicidade, confidencialidade e inexistência de conflitos de interesse;(v) possibilidade de contar com apoio de agentes setoriais para estudos; e (vi) possibilidade de contar com apoiode agentes setoriais para estudos técnicos, desde que preservados os requisitos de isonomia, transparência,publicidade e inexistência de conflitos de interesse.

A instituição é constituída na forma de empresa pública, capitalizada pela União, que atuará em cooperação como Poder Público.

A EPE, para desenvolver suas atividades, poderá celebrar contratos de prestação de serviços com quaisquerpessoas físicas ou jurídicas ou ainda firmar convênios de cooperação técnica e financeira, sempre que taissoluções se apresentarem como as mais econômicas para atingir seus objetivos institucionais, observados osprincípios da impessoalidade, da moralidade e da publicidade.

As receitas da EPE serão provenientes de contrato de prestação de serviço com o MME e deverão cobrir seuscustos de funcionamento (pessoal, material, serviços e outros), bem como o custo dos estudos que deverádesenvolver.

A EPE, para desenvolver estudos setoriais, contará com câmaras técnicas, que funcionarão como canal departicipação dos agentes setoriais no processo de planejamento, preservados os requisitos de isonomia,transparência, publicidade e inexistência de conflitos de interesse. Tais câmaras poderão ter estruturaçãotemática.

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Redefinição do Papel da Eletrobrás

A Eletrobrás teve sua criação autorizada pela Lei n.º 3.890-A, de 25 de abril de 1961, tendo por objeto arealização de estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuiçãode energia elétrica, bem como a celebração dos atos de comércio decorrentes dessas atividades. Nas últimasdécadas, o crescimento da Eletrobrás foi marcante, atingindo 33GW, ou cerca de metade da capacidade instaladado País. Geradoras do sistema da Eletrobrás, Furnas, CHESF, Eletronorte, Eletrosul e CGTEE foramdesvinculadas do PND pela Lei n.º 10.848/04, por serem peças fundamentais na estrutura da Eletrobrás e dosistema elétrico brasileiro, representando assim, mais um sinal do Governo de restaurar seu poder no setorelétrico brasileiro.

Constituem atribuições da Eletrobrás: (i) exercício da função de holding das empresas estatais federais;(ii) administração de encargos e fundos setoriais; (iii) comercialização da energia da Itaipu Binacional;(iv) comercialização da energia de fontes alternativas contempladas pelo PROINFA; e (v) criação de novasinstituições, com o objetivo de complementar o marco regulatório, estabelecendo novas funções e atividades.

Livre Acesso à Rede Básica de Transmissão e à Distribuição

A rede de transmissão ocupa um papel muito importante no sistema elétrico brasileiro, em decorrência de suaconfiguração. Por ser um sistema predominantemente hidrelétrico, as usinas estão geralmente localizadasdistantes dos centros de consumo, sendo necessária uma extensa rede de linhas de transmissão. Além disso, parapermitir o melhor uso dos recursos hídricos, foi feita a interligação de usinas localizadas em diferentes baciashidrográficas, que proporciona ao sistema ganho substancial de energia firme, tendo em vista a variação na vazãodos rios.

A instituição da competição nas atividades de geração e de comercialização de energia elétrica acarretou anecessidade de assegurar-se aos agentes econômicos livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição,mediante o pagamento dos encargos correspondentes e nas condições gerais estabelecidas pela ANEEL. Nessesentido, o Decreto n.º 2.655, de 2 de julho de 1998, estabelece que o acesso aos sistemas de transmissão edistribuição e a regulação das tarifas correspondentes far-se-ão conforme os seguintes critérios: tratamento nãodiscriminatório a todos os usuários, cobertura de custos compatíveis com custos-padrão, incentivo a novosinvestimentos na expansão dos sistemas, e minimização dos custos de ampliação ou utilização dos sistemaselétricos.

Visando substituir os antigos contratos de suprimento de energia elétrica, tornou-se necessário, além doscontratos iniciais de compra e venda de energia, a celebração dos seguintes contratos:

(i) contrato de conexão ao sistema de transmissão: contrato a ser celebrado entre o concessionário detransmissão e os usuários, estabelecendo os termos e as condições para a conexão à rede básica através dasinstalações de conexão;

(ii) contrato de prestação de serviços de transmissão: contrato padrão homologado pela ANEEL, celebradoentre o ONS e os concessionários de serviço público de energia elétrica detentores de instalações detransmissão componentes da rede básica dos sistemas interligados, estabelecendo os termos e condiçõespara prestação de serviços de transmissão de energia elétrica aos usuários, sob administração e coordenaçãodo ONS; e

(iii) contrato de uso do sistema de transmissão: contrato padrão homologado pela ANEEL, celebrado entre oONS, representando os concessionários de transmissão, e usuários, estabelecendo os termos e condiçõespara o uso da rede básica pelos usuários, incluindo a prestação dos serviços de transmissão pelosconcessionários, mediante controle e supervisão do ONS, bem como a prestação pelo ONS dos serviços decoordenação e controle da operação do sistema interligado.

As tarifas de transmissão devem remunerar os ativos de transmissão existentes e aqueles a serem implementados.Os agentes de geração existentes atualmente não pagam tarifa de transmissão. Os ativos de transmissão sãoremunerados apenas pelos agentes de distribuição atuais. Os novos agentes de geração, entretanto, deverão pagartransporte. O mecanismo é chamado de tarifa nodal, dividida em selo e sinal indicativo. O valor a serdesembolsado pela geradora dependerá da localização do empreendimento, da maior presença de carga ou dapossibilidade de inversão do fluxo de energia.

Criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

A segurança de suprimento, que é um dos objetivos básicos do novo modelo do setor, requer ação contínua epermanente de monitoramento, a qual permitirá o encaminhamento tempestivo de ações preventivas de mínimocusto para o consumidor.

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Dentre os eventos que podem afetar a segurança de suprimento e, portanto, devem ser monitorados, incluem-seo descumprimento do cronograma de construção de empreendimentos, a ocorrência de condições hidrológicasexcepcionalmente adversas e o aumento imprevisto do consumo.

Propõe-se instituir, no âmbito do MME, o CMSE, de caráter permanente, com a função de analisar a continuidadee a qualidade de suprimento num horizonte de cinco anos e propor medidas preventivas de mínimo custo pararestaurar as condições adequadas de atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de reservaconjuntural e outras.

O CMSE será coordenado pelo MME e terá a participação formal e permanente das seguintes instituições: EPE,CCEE, ONS e ANEEL.

A critério da coordenação, e para apreciação de assuntos específicos, poderão ser convidadas a participar outrasinstituições como, por exemplo, o BNDES, a ANA – Agência Nacional de Águas e o IBAMA – InstitutoBrasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.

A criação do CMSE depende de decreto do Presidente da República. Nesse decreto deverão constar: (i) asatribuições do comitê; (ii) a coordenação do MME; (iii) a participação formal e permanente da EPE, do ONS, daANEEL e da CCEE; e (iv) a prerrogativa da coordenação para chamar à participação outras entidades daAdministração Pública.

Aumento Gradual do Número de Consumidores Livres

Consumidores com carga igual ou superior a 3.000kW, atendidos a tensão igual ou superior a 69kV e novosconsumidores com carga igual ou superior a 3.000kW, atendidos em qualquer nível de tensão, poderão optar porcontinuar sendo atendidos pelo distribuidor local, na qualidade de consumidor cativo; comprar energiadiretamente de um produtor independente; ou comprar energia por meio de um comercializador.

A contratação livremente negociada nas duas últimas opções pode abranger toda ou parte da carga doconsumidor, vedada a possibilidade de transferência de carga entre as instalações de medição correspondentesaos contratos regulados e livremente negociados. A regulação específica deverá ser editada pela ANEEL.

Os consumidores que não tiverem cláusulas de tempo determinado em seus contratos de fornecimento só poderãoexercer a opção de compra de energia elétrica por outro fornecedor nos prazos, formas e condições que serãoposteriormente regulamentadas, sendo que nenhum prazo poderá exceder a 36 meses, contado a partir da data demanifestação formal à concessionária local que os atenda. O consumidor que exercer essa opção deverá garantiro atendimento à totalidade de sua carga e só poderá retornar à condição de consumidor atendido mediante tarifaregulada, se informar à concessionária seu intuito com antecedência mínima de cinco anos, podendo este prazoser reduzido, a critério da concessionária.

A condição de consumidor livre não desobrigará o consumidor dos encargos referentes à CCC do sistema isoladoe dos outros encargos de caráter sistêmico (RGR,CDE, taxa de fiscalização da ANEEL, contratação da reservaconjuntural de energia).

Rateamento das Perdas de Transmissão

As perdas da transmissão são divididas entre a geração e a carga em partes iguais. O fator de perda determinadopara as cargas localizadas em um mesmo submercado são iguais. A partir da implantação do sistema de coleta dedados de energia elétrica sob responsabilidade do CCEE, serão calculados fatores de perdas individuais para cadaponto de carga e cada usina, refletindo suas localizações no sistema elétrico.

Regulamentação da Geração e Distribuição de Energia Elétrica

Dada sua importância como fonte geradora de eletricidade para o País, os potenciais de energia hidráulicapertencem à União. A Constituição Federal, em seu artigo 176, dispõe que seu aproveitamento de potenciais deenergia hidráulica somente poderá ser efetuado mediante autorização ou concessão da União, no interessenacional, por brasileiros ou por empresa constituída sob as leis brasileiras e que tenha sua sede e administraçãono País. Ademais, a exploração de serviços de energia elétrica compete à União, de forma direta ou medianteautorização, concessão ou permissão, conforme dispõe o artigo 21, inciso XII, alínea b, da Constituição Federal.

Antes da edição da Emenda Constitucional n.º 6, de 15 de agosto de 1995, a atividade de exploração dospotenciais de energia hidráulica no Brasil poderia ser exercida somente por empresas concessionárias controladaspela União ou pelos Estados. Referida Emenda permitiu que empresas privadas constituídas sob as leisbrasileiras e que tivessem sede e administração no País passassem a explorar potenciais hidráulicos, medianteautorização ou concessão da União.

Com a Lei n.º 10.848/04, a atividade de distribuição passa a ser orientada para o serviço de rede e de venda deenergia somente a consumidores com tarifas e demais condições de fornecimento reguladas pela ANEEL.

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Os distribuidores não poderão comercializar energia para consumidores livres, a não ser em condições totalmentereguladas. Para consumidores livres que optarem por outros fornecedores, terão a função de provedores de redee, por esse serviço, receberão valores definidos nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição.

Não será admitido compartilhamento de barramentos de subestações, seja de transmissão seja de distribuição. Asconexões nas subestações (bays de conexão), necessárias às novas ligações ao sistema, serão de responsabilidadedo proprietário da subestação, no aspecto técnico; e do acessante, no que diz respeito aos custos de conexão.

Será admitida a aquisição de geração descentralizada de pequeno porte diretamente pelos distribuidores, desdeque a unidade geradora esteja integrada à sua rede, podendo esta ser própria (distribuidores de até 500GWh) oupertencente a terceiros. A ANEEL definirá parâmetros e limites para esses casos. A compra de geraçãodistribuída será prerrogativa da distribuidora.

Os contratos de back-up necessários à geração distribuída serão feitos com distribuidores diretamente com outrosgeradores.

Os distribuidores estão sujeitos aos seguintes encargos: CCC, CDE, RGR, Taxa de Fiscalização da ANEEL,ONS, Custos de Transmissão e Conexão.

A Lei n.º 10.847/04 e a Lei n.º 10.848/04 introduzem profundas alterações no setor elétrico brasileiro. Além dacriação de três novos órgãos (EPE, CCEE, CMSE), haverá uma alteração na forma de comercialização da energiaa ser contratada de forma regulada ou livre.

A contratação regulada será feita pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas do serviço público dedistribuição de energia elétrica e a contratação livre envolverá os agentes concessionários e autorizados degeração, comercializadores e importadores de geração elétrica e os consumidores livres. O produtorindependente de energia elétrica estará sujeito a ambas formas de comercialização. Caberá ao Poder Concedentehomologar a quantidade de energia elétrica a ser contratada para o atendimento das necessidades do mercado,como também a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo licitatório de energiaelétrica.

O quadro abaixo é explicativo quanto às formas de contratação a serem executadas no novo modelo:

Como já mencionado, a CCEE assumirá as funções anteriormente executadas pelo MAE, porém não afetará osdireitos e obrigações resultantes das operações de compra e venda realizadas no âmbito do MAE.

A CCEE fará leilões de compra de quase toda a energia ofertada em regime de pool e depois revenderá essaenergia às distribuidoras, ao preço médio da aquisição. Em seguida, serão firmados contratos bilaterais desuprimento entre as geradoras e distribuidoras, com prazos não inferiores a cinco anos.

O CMSE terá como função principal acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e segurança dosuprimento eletroenergético, evitando assim crises do setor como a de 2001.

O Poder Concedente definirá as regras de organização do ONS e implementará as medidas necessárias para seufuncionamento.

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A expansão do sistema, ou seja, a implantação de novas usinas e linhas de transmissão, ocorrerá mediante arealização de leilões elaborados pela ANEEL, a partir de estudos da EPE. Vencerá o grupo que oferecer a menortarifa, sendo firmado contratos de longo prazo (15 a 20 anos) para atender a expansão do mercado dasdistribuidoras de energia.

Mercado Brasileiro de Energia Elétrica

Consumo

O crescimento do consumo brasileiro de energia elétrica aumentou a taxas decrescentes nas últimas décadas.Verifica-se que, após um crescimento a taxas superiores a 10% ao ano na década de 1970, o consumo de energiano Brasil passou a crescer a taxas da ordem de 6% ao ano na década de 1980, e de 4% ao ano na década de 1990.As taxas de crescimento de cada classe de consumo se diferenciaram sensivelmente, observando-se, nos últimosanos, um menor crescimento do consumo industrial – 2% ao ano, enquanto que as classes residencial e comercialapresentaram crescimento superior a 4% e 6% ao ano, respectivamente. As taxas referentes ao período entre1997 e 1998 refletem a recessão econômica brasileira, decorrente das crises russa e asiática. Dessa diferença dastaxas de crescimento resultou uma mudança na distribuição do consumo de energia elétrica, registrando-seaumento na participação das classes residencial e rural e diminuição da classe industrial. No ano de 2001, foiimplantado o racionamento de energia elétrica propiciando uma redução no crescimento do mercado de energiaelétrica de 7,7%, com maior repercurssão na classe residencial, que apresentou um decréscimo de 11,8%. Como racionamento de energia foram incorporadas mudanças nos hábitos de consumo da população, fazendo comque o mercado apresentasse taxas de crescimento menores que as apresentadas no seu período histórico. A tabelaabaixo mostra a evolução das taxas de crescimento do consumo brasileiro de energia elétrica.

Taxas Médias de Crescimento do Consumo Brasileiro (% ao ano)

Período Residencial Comercial Industrial Outros Total

1970/1980 10,7 10,2 14,3 9,5 12,2

1980/1990 7,6 5,7 4,9 6,4 5,8

1990/1998 6,4 7,2 2,5 4,6 4,5

1998/1999 2,8 4,8 0,9 2,4 2,2

1999/2000 2,7 8,7 5,9 ,1 4,6

2000/2001 -11,8 -6,3 -6,6 -4,7 -7,7

2001/2002 -1,3 1,8 4,2 5,3 2,6

2002/2003 4,8 5,0 1,7 6,2 3,7

__________

Fonte: Eletrobrás – Plano Decenal ded Expansão 2000-2009 e Informativo de Mercado – CCPE/CTEM

Cenários Macroeconômico e Demográfico

As trajetórias presumidas para a evolução da economia brasileira ao longo do horizonte de estudo do presentePlano Decenal de Expansão reúnem elementos de cenários de crescimento sustentado (cenários A e B, no longoprazo) e de crise recorrente (cenário C). Esses cenários foram construídos no âmbito do CTEM com apoio deconsultoria especializada (MACROPLAN) e podem ser assim caracterizados:

Variáveis do Macroambiente Cenário A Cenário B Cenário CDinâmica da Economia Recuperação e forte CrescimentoMundial dinamismo moderado RecuperaçãoInserção Externa Ampla e intensa Ampla Integraçãodo País integração competitiva integração controladaDistribuição da Renda Relativa melhoria Leve melhoria Melhoria significativaPrivatização no Setor Elétrico Ampla, mas gradual Somente a nova geração MínimaDinâmica da Economia Superação da crise Superação da criseBrasileira e crescimento elevado e crescimento sustentado “Stop and go”__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Em todos os casos, adotou-se o crescimento do PIB em 1,5% em 2002. Para o ano de 2003, admitiu-se ocrescimento do PIB de 2% nos cenários A e B, na direção da superação da crise.

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No cenário C considerou-se o PIB estacionário em 2003. Ao longo do horizonte decenal, os cenários formuladossão sintetizados nas taxas de evolução do PIB apresentadas na tabela a seguir.

Cenário 2002/2007 2007/2012 2002/2012A 4,8% 6,3% 5,5%B 4,1% 5,0% 4,5%C 2,0% 3,0% 2,5%__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

O cenário B foi adotado como referência. Os cenários A e C compõem o pano de fundo para as projeções demercado ditas Mercado Alto e Mercado Baixo. Em relação ao ciclo anterior, quando se trabalhou com um únicocenário (referência), as diferenças principais são as incorporações dos elementos de crise que determinam ocomportamento da economia brasileira no curto prazo (2002 e 2003).

Na tabela, a seguir, são apresentadas as perspectivas de crescimento da população. O cenário demográficoutilizado neste Plano Decenal de Expansão é o mesmo aplicado no ciclo anterior.

Ano População (106 hab.) Taxa de Crescimento2000 170,92002 176,3 1,57%2007 190,3 1,53%2012 204,9 1,51%__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Na composição das projeções de mercado utilizadas no Plano Decenal de Expansão 2003-2012. foram adotadaspremissas gerais que podem ser assim resumidas:

(i) procedimentos e premissas aprovados na reunião do Comitê Técnico para Estudos de Mercado –CTEM, de 14 e 15 de maio de 2002, e apresentados na reunião do Comitê Diretor de 5 de junho de2002, que compreendem:

(a) três cenários macroeconômicos, levando em conta o acompanhamento da atual conjunturanacional e internacional (2002/2003);

(b) um cenário demográfico com os mesmos parâmetros utilizados no Plano Decenal de Expansão2002-2011;

(c) cenários para evolução da capacidade instalada e da produção de grandes consumidoresindustriais, compatíveis com cenários macroeconômicos; e

(d) premissas de mercado, compreendendo parâmetros específicos que permitam relacionar oscenários macroeconômicos e demográficos às projeções do consumo de energia;

(ii) convergência com previsão das concessionárias, restabelecendo neste ciclo a participação efetiva dosagentes setoriais na composição dos cenários de mercado; e

(iii) compatibilização com a projeção da carga elaborada pelo CTEM em conjunto com o ONS (segundarevisão quadrimestral), assegurando o ajuste desejado entre o planejamento da expansão e o daoperação.

Premissas de Mercado

As premissas de mercado relacionam os cenários macroeconômico e demográfico com os cenários de evoluçãodo consumo de energia. Referem-se a cada uma das classes de consumo em que pode ser decomposta a demandapor energia elétrica.

Na classe residencial, tais premissas compreendem aspectos como a taxa de atendimento, a recuperação doconsumo médio afetado pelo racionamento e a evolução da população por domicílio. No segmento comercial,admite-se a manutenção de uma dinâmica de crescimento maior do que a do consumo residencial, como vem severificando nos últimos anos. No setor industrial, importam os cenários formulados para os grandesconsumidores (conjunto de dez setores que respondem por 45% do consumo de energia na indústria), indicadorescomo a intensidade energética e as perspectivas de auto-produção e de aumento da eficiência energética. A seguirsão apresentados quadros que resumem as principais premissas adotadas na formulação do cenário de referênciapara a evolução do mercado.

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Nesse conjunto de dados, a taxa de atendimento indica a parcela da população que tem acesso ao serviço regularde energia elétrica, ou seja, o contingente de pessoas que figura no cadastro de consumidores das concessionárias.As premissas compreendem o esforço de universalização do serviço, notadamente nas regiões Norte e Nordeste.

Sistema 2002 2007 2012Região Norte (Interligado) 70% 77% 85%Nordeste 87% 90% 96%Sudeste/Centro Oeste 97% 99% 99%Sul 86% 94% 99%__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

O racionamento vigente em 2001 atingiu diretamente as regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste e,indiretamente, também as demais regiões, afetando o consumo residencial em todo o País. Diante disso, as atuaispremissas de mercado consideram a perspectiva de recuperação do consumo médio por consumidor conforme atabela, a seguir:

Sistema Antes do Racionamento Atual Recuperação emSistemas Isolados (Norte) 183 175 2004Norte (Interligado) 123 105 2007Nordeste 113 85 2009Sudeste/Centro-Oeste 199 145 2009Sul 174 161 2006Sistema no Brasil 173 134 2008__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Para os dez setores industriais que compreendem os grandes consumidores de energia elétrica foramconsideradas as seguintes evoluções de sua capacidade instalada:

Setor 2002 2007 2012Siderurgia 33.000 36.390 41.490Ferroligas 1.221 1.221 1.317Pelotização 46.500 48.000 54.000Alumínio 1.500 1.500 2.010Cobre 250 680 780Petroquímica 2.835 3.730 4.755Soda-Cloro 1.484 1.874 2.284Papel 9.210 11.049 12.601Celulose 7.921 10.151 11.251Cimento 56.200 61.750 75.250__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Previsão do Consumo

No cenário de referência, o consumo total de energia elétrica no Brasil deverá crescer a uma taxa média anual de6,1% ao ano ao longo do horizonte decenal, atingindo o montante de 577,2TWh ao final do período.Considerando-se apenas o consumo atendido pelas concessionárias, a taxa de crescimento é de 5,7% ao ano, comum total de energia de 510,1TWh em 2012. A diferença é atendida por autoprodução. No mercado alto e nomercado baixo, o montante de energia atendido pelas concessionárias seria de 552,6 e 429,3TWh,respectivamente, com taxas de crescimento de 6,6% e 3,9%. Em 2002, o crescimento é estimado em 3,4%. A tabela, a seguir, resume esses valores.

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Brasil – Consumo de Energia Elétrica (TWh)2000 2001 % 2006 % 2011 %

Autoprodução 26,1 27,5 5,4% 43,6 9,7% 67,1 9,0%Projeção de Referência

Concessionárias 283,2 292,5 3,3% 392,3 6,0% 510,1 5,4%Total 309,3 320,0 3,5% 435,9 6,4% 577,2 5,8%Mercado AltoConcessionárias 283,2 292,5 3,3% 408,7 6,9% 552,6 6,2%Total 309,3 320,0 3,5% 452,3 7,1% 619,7 6,5%Mercado BaixoConcessionárias 283,2 292,5 3,3% 356,3 4,0% 429,3 3,8%Total 309,3 320,0 3,5% 399,9 4,5% 487,6 4,0%__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Comparada com a previsão utilizada no ciclo anterior, a projeção de referência é significativamente mais baixa:no ciclo anterior estimava-se um consumo total (inclusive autoprodução) de 595,4TWh em 2011; no estudo atual,esta estimativa é revisada para 548,3TWh, uma diferença de quase 8%. Explicam tal diferença:

(i) consumo, em 2002, cerca de 3% abaixo do valor previsto no ciclo anterior (essa diferença no ponto departida das novas previsões se propaga e se amplia ao longo do horizonte);

(ii) revisão do crescimento da economia no curto prazo, na medida da incorporação dos efeitos da crisecambial em 2002; e

(iii) consideração de aumento da eficiência no uso da energia (a intensidade energética apontada para 2011nas projeções do ciclo anterior era de 0,776 kWh/US$ (2001), com evolução de 2,3% desde 2001; nasnova projeções, este valor cai para 0,722 kWh/US$ (2001), com crescimento de 1,6% no mesmoperíodo).

Detalhamento da Projeção de Referência

Na tabela a seguir é apresentado um detalhamento da projeção de referência (consumo por classe deconsumidores e por sistema elétrico), bem como a projeção da carga (requisitos do sistema) a ela associada.

Projeção de Referência do Consumo de Energia Elétrica (TWh)

2001 2002 % 2007 % 2012 %Consumo Total 309,9 320,4 3,4% 435,9 6,4% 577,2 5,8%Autoprodução 26,1 27,5 5,4% 43,6 9,7% 67,1 9,0%Concessionárias 283,8 292,5 3,2% 392,3 6,0% 510,1 5,4%Consumo por Classes (Concessionárias)Residencial 73,6 73,3 -0,5% 102,5 6,9% 136,4 5,9%Comercial 44,4 45,4 2,2% 65,1 7,5% 88,5 6,3%Industrial 122,5 129,8 5,9% 169,8 5,5% 218,5 5,2%Demais classes 42,7 44,1 3,3% 54,9 4,5% 66,7 4,0%Consumo por SistemaNorte Isolado (2) 5,6 6,0 7,7% 9,6 9,8% 14,2 8,0%Norte Interligado(3) 17,5 19,6 12,0% 29,1 7,9% 41,5 7,4%Nordeste (3) 37,5 39,7 6,1% 54,8 6,6% 70,1 5,1%Sudeste/Centro-Oeste 172,5 175,7 1,8% 230,4 5,6% 296,9 5,2%Sul 50,2 51,6 2,8% 68,4 5,8% 87,3 5,0%__________

Fonte: CCPE – Plano Decenal de Expansão 2003-2012.

Racionamento e Crise do Setor Elétrico

Em maio de 2001, em virtude da pouca quantidade de chuvas, o Governo Federal teve que tomar medidas durasquanto ao consumo da energia elétrica brasileira, determinando um racionamento de energia de 20% para mais oupara menos (dependendo do setor econômico).

Com isso, foi criada a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, GSE, posteriormente denominada Câmara deGestão do Setor Elétrico, CGSE, com a finalidade de propor e implementar medidas de natureza emergencial paracompatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica.

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Em fevereiro de 2002, com a normalização das condições hídricas do País, foi extinto o racionamento. No entanto,o setor energético brasileiro se mantém dependente das condições hídricas dos rios, uma vez que 90% da sua produção é oriunda de recursos hidrelétricos.

Investimentos no Novo Modelo

O novo modelo, ao limitar o self-dealing, retira as barreiras existentes na relação entre distribuidores e geradoresque não pertençam ao mesmo grupo econômico. Até agora, somente geradores e distribuidores integrantes de ummesmo grupo controlador tinham incentivos para fazer contratos de longo prazo e, assim, adquirir condições paracontratar financiamentos para novos investimentos. Apermissão de um “bônus” de 11,5% sobre o valor normativo(valor máximo pelo qual a compra de energia do distribuidor pode ser repassado às tarifas) tornava a contratação deenergia dentro do mesmo grupo econômico altamente atrativa e inibia outras soluções de investimento.

Ao permitir a efetiva competição no segmento de geração, o novo modelo possibilita que, por meio das licitações,sejam estabelecidos, no mercado, contratos de longo prazo entre quaisquer geradores e quaisquer distribuidores.Com isso, é fortalecido o mercado de energia elétrica, que passa a funcionar de forma mais aberta.

Limites de Atuação no Mercado

As regras de desconcentração, publicadas pela ANEEL, estabeleceram os limites aos agentes de geração edistribuição:

(i) limites aos agentes de geração: (a) 20% da capacidade instalada nacional; (b) 25% da capacidadeinstalada no sistema interligado das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidadeinstalada no sistema interligado das regiões Norte/Nordeste;

(ii) limites aos agentes de distribuição: (a) 20% da capacidade instalada do mercado de distribuiçãonacional; (b) 25% da capacidade instalada para o mercado de distribuição do sistema interligado dasRegiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste; e (c) 35% da capacidade instalada para o mercado de distribuiçãodo sistema interligado das regiões Norte/Nordeste.

(iii) no âmbito do SIN, uma empresa concessionária ou permissionária de distribuição somente poderáadquirir energia elétrica de empresas a ela vinculadas ou destinar energia por ela mesma produzida paraatendimento de seus consumidores cativos até o limite de 30% (trinta por cento) da energiacomercializada com esses consumidores.

Até 31 de dezembro de 2014, o montante de energia elétrica produzido por usinas termelétricas integrantes doPrograma Prioritário de Termeletricidade – PPT, instituído pelo Decreto n.º 3.371, de 24 de fevereiro de 2000, queiniciarem sua operação até 31 de dezembro de 2004, não será considerado no limite de auto-suprimento dasempresas de distribuição.

Os índices acima citados poderão ser superiores quando corresponderem à potência instalada em uma única usinade geração de energia elétrica.

Formação de Preço

As tarifas públicas de energia elétrica de empresas de geração e de distribuição eram reguladas de maneira a refletirremuneração dos ativos ao redor de 12% ao ano. Este regime de remuneração garantida durou até a promulgação daLei n.º 8.631, de 4 de março de 1993. Até então, era muito comum promover reavaliações de ativos de maneira atorná-los mais valiosos e, com isso, aumentar as tarifas. Entretanto, esse modelo foi tornando-se inviável, dado ocrescimento da dívida setorial.

Durante a década de 90, os preços da geração situaram-se em torno de US$20/MWh, enquanto os preços de Itaipusituaram-se em US$25/MWh. A energia de Itaipu era compulsoriamente vendida mais cara que a energia dasgeradoras exclusivamente brasileiras.

A partir da Lei n.º 9.074/95, introduziu-se o conceito de competição na geração de energia, através do produtorindependente de energia. Os preços deixaram de ser regulados. Para não haver competição instantânea entre a“energia nova”, comercializada conforme as regras do MAE, e a “energia velha”, comercializada conforme osantigos contratos de suprimento, estabeleceu-se um mecanismo de migração gradual por meio do qual a “energiavelha” passaria a ser comercializada por meio de contratos iniciais de compra e venda de energia. Apartir de 2003, omontante de energia comercializada por mrio dos contratos iniciais seria reduzido anualmente em 25% até zerar em2006, quando não haverá mais diferença entre “energia velha” e “energia nova”.

A obrigatoriedade de contratação de 85% (hoje 100%) da energia de longo prazo pelos distribuidores cria ademanda natural pelo produto da geração. Tendo em vista a impossibilidade de se estocar energia, a geradora tem decomercializar a energia não contratada a longo prazo pelo preço do Mercado Spot, calculado ex post.

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Os fatores que pressionam o preço da geração são os seguintes:

Novas hidrelétricas com menor atratividade e mais distantes dos centros de carga

Custos ambientais crescentes

Custo da água mais baixo, mas competindo com as térmicas, que têm o custo do gás natural

Risco de déficit de energia

Valor normativo

Competição

Térmicas ganhando eficiência

Gás natural ganhando escala

Financiamentos mais baratos

Privatização

Período chuvoso

No novo modelo, fica mantida a atual metodologia de cálculo tarifário dos distribuidores, utilizada pela ANEEL,que define a estrutura da tarifa com base nos custos marginais de fornecimento.

AANEEL deverá disponibilizar e publicar as tarifas e os dados utilizados na sua definição considerando as tarifascom e sem eventuais subsídios cruzados. Consumidores cativos com demanda maior que 1MW deverão assinarcom os distribuidores contratos de consumo de energia pelo prazo mínimo de um ano, com recontratação anual.Esse contrato deverá prever multa por excessos em termos de consumo e demanda.

As faturas de energia para os consumidores cativos deverão, necessariamente, discriminar as parcelas relativas àcompra de energia, ao uso de transmissão e distribuição, aos encargos e aos impostos.

A tarifa de suprimento do pool será o valor unitário que o conjunto de distribuidores pagará pela compra de energiaadquirida no pool pela CCEE.

As tarifas que serão aplicadas a cada concessionária individualmente poderão refletir políticas públicas,explicitamente definidas, alterando o custo da parcela de geração entre os diversos distribuidores.

De acordo com o novo modelo, a tarifa de referência representará a média de todas as compras de energia efetuadasno âmbito do pool e a tarifa de aplicação o custo unitário que cada distribuidor irá pagar pela energia comprada noâmbito do pool.

A relatividade entre as tarifas de aplicação será definida pelo MME, sendo garantido o repasse integral aoconsumidor final da tarifa de aplicação associada ao suprimento. Além disso, considerando que as datas de reajustetarifário são diferentes para cada concessionário, prevê-se a instituição de mecanismo que assegure efeitoeconômico equivalente a todos os distribuidores, independentemente da data de reajuste tarifário.

A tarifa de aplicação será ajustada anualmente, levando-se em conta os seguintes fatores: o reajuste previsto para areceita anual relativa aos contratos da CCEE, a incorporação de novos geradores e mercados, os excedentes ou osdéficits financeiros eventualmente gerados no processo de contabilização e liquidação das diferenças contratuaisdo ano anterior, a variação dos custos operativos previstos no planejamento da operação no ano anterior, e avariação no custo estimado para as perdas de transmissão imputado aos geradores do pool (contratados de energianominal) e outros excedentes financeiros eventualmente gerados pela operação otimizada do sistema.

O modelo proposto pelo governo prevê um conjunto integrado de medidas para garantir a segurança de suprimento,incluindo (i) a constituição de uma reserva de segurança do sistema por meio da licitação, com base nos estudos deplanejamento, visando a otimização da matriz hidrotérmica – combinação ótima de hidrelétricas e térmicas – capazde garantir a maior segurança ao menor custo de suprimento possível; (ii) da melhoria do critério de garantia dosuprimento (risco admitido de insuficiência da oferta), com a definição dos novos parâmetros a ser feita a partir dosestudos de planejamento; (iii) a exigência de contratação de 100% da demanda por parte de todos os agentes deconsumo (distribuidores e consumidores livres), lastreada, basicamente, em contratos com prazos não inferiores acinco anos; (iv) a contratação da energia visando a expansão do mercado com antecedência de três e cinco anos e pormeio de contratos de longo prazo; (v) a criação do CMSE, coordenado pelo MME, responsável pelo monitoramentopermanente da segurança de suprimento, podendo propor a contratação de reserva conjuntural, em caso dedesequilíbrio entre a oferta e a demanda; e (vi) o aperfeiçoamento da governança do ONS, de forma a garantir que,cada vez mais, as decisões operativas privilegiem a segurança do sistema.

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Transição

O período de transição caracterizar-se-á pela implantação dos novos agentes, EPE, CCEE, CMSE, bem como peloinício de contratação de energia para os próximos anos, sob as novas regras estabelecidas.

Nesse sentido, os distribuidores deverão informar a CCEE os montantes de energia que desejarão contratar paraatender a todo o seu mercado em 2004. A CCEE publicará, em até 12 dias úteis após a data de recebimento dosdados dos distribuidores, edital para realização, no prazo regulamentar de 30 dias, de leilão público para acontratação regulada de energia para o ano de 2004. Até agosto de 2004, os distribuidores deverão apresentar àCCEE suas projeções de compra de energia para os anos do período 2005 a 2009, inclusive.

A CCEE realizará, até final de setembro de 2004, leilão público para contratação regulada de energia de usinasexistentes para os distribuidores, contemplando o período acima, em contratos de prazos de duração de três a 15anos, para início de fornecimento nos anos de 2005 a 2009, em meses a serem indicados no edital.

As energias asseguradas das usinas hidrelétricas deverão estar revisadas e homologadas até o final de agosto de2004, já compatibilizadas com o critério de garantia de suprimento do setor a ser proposto pelo MME à aprovaçãodo CNPE. Os concessionários das usinas existentes ou com concessão outorgada terão prioridade de contratação desua energia para atendimento ao crescimento do mercado. Assim, leilões para contratação de energia de novosempreendimentos só serão realizados quando houver real necessidade de aumento de oferta para equilíbrio dobalanço energético do sistema.

Em outubro de 2004, a partir de indicação da EPE da necessidade de aumento de oferta, a ANEEL poderá realizar oprimeiro leilão para atender à expansão do parque gerador do sistema. Deste leilão poderão participar usinas queainda não tenham iniciado construção ou que estejam em construção, mas ainda sem contratos de venda para todasua energia assegurada. Para usinas com concessão obtida a partir de licitação por máxima UBP, a ANEEL deverádefinir um valor de UBP de referência, com as mesmas regras aplicáveis às próximas concessões a serem licitadas.Nas parcelas comercializadas com o pool, a diferença entre a UBP efetivamente paga e a de referência deverá serincorporada à receita do gerador.

A primeira contratação (etapa de transição) terá contratos com prazos variando de três a 15 anos, com o objetivo de(i) evitar concentração de vencimentos de contratos em uma mesma data; e (ii) permitir que geradores edistribuidores gerenciem seus riscos por um portfólio de contratos.

Empreendimentos em andamento poderão optar por leilões de geração existente, obtendo contratos de três a 15 anosde duração a partir de sua entrada em operação, ou participar de licitações para contratação de energia de novosempreendimentos. Caso optem por licitações de geração de novos empreendimentos, poderão comercializarenergia no ambiente de contratação livre, até que a necessidade de novos projetos seja estabelecida.

Fica mantido o disposto na Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, pela qual os contratos de concessão de usinashidrelétricas existentes poderão ter renovação com prazo máximo de 35 anos, sempre a critério do Poder Concedente.

Os submercados hoje vigentes poderão ser agrupados, quando os encargos de serviço do sistema decorrentes derestrições de intercâmbio atinjam níveis insignificantes.

Para os consumidores do Grupo A (supridos em tensão igual ou superior a 2,3kV), hoje atendidos diretamente porgeradoras, o preço do fornecimento no contrato de compra de energia elétrica observará (i) a livre negociação, noscontratos com produtores independentes de energia; (ii) as regras abaixo relacionadas, nos contratos comconcessionários de geração de serviço público privados e sob controle federal ou estadual celebrados emsubstituição aos vigentes em 26 de agosto de 2002; (iii) correção pelo IGPM25, até o ano de 2010, ou na formapactuada em contrato, no caso do contrato de fornecimento anterior estabelecer outra forma de reajuste; e (iv) a livrenegociação, após 2010, observadas as disposições da legislação quanto a publicidade, transparência e igualdade deacesso os demais contratos vigentes terão todos os seus termos respeitados.

Para expansão dos consumidores existentes ou novos consumidores, que tenham, em ambos os casos, carga acima100MW por unidade consumidora, será permitida a qualquer gerador contratação direta, livremente negociada,para contratos de dez anos, prorrogáveis, uma única vez, por igual período. Esta forma de comercialização somentepoderá ser exercida até o primeiro leilão promovido pela CCEE para usinas novas, ou no prazo máximo de um ano.

Após, as contratações permanecem livres, observado, contudo, no caso das concessionárias do serviço público sobcontrole federal, a necessidade de processo licitatório prévio, seja promovido pela concessionária, seja promovidopelo consumidor.

Estudos de inventários em andamento ou já concluídos que tenham sido autorizados, referentes a usinas a seremlicitadas, deverão ter seus custos, quando reconhecidos, indenizados ao executor no processo de licitação destas.

Os estudos de viabilidade de usinas já autorizados pela ANEEL terão assegurados o ressarcimento de custo, comoatualmente praticado.

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09.03 - PERÍODOS DE SAZONALIDADE NOS NEGÓCIOS

10.01 - PRODUTOS E SERVIÇOS OFERECIDOS

Item Principais Produtos e/ou Serviços % da Receita Líquida01 Fornecimento de Energia Elétrica 99,18

10.02 - MATÉRIAS-PRIMAS E FORNECEDORES

% de Fornecimento Valor da sobre o total Importação Disponível no Disponível no Tipo de das compras

Item Matéria Prima Importação (Reais Mil) Mercado Local Mercado Externo Nome do Fornecedor Fornecedor da companhia01 Energia Elétrica Não 0 Sim Não Chesf Não Ligado 98,9602 Energia Eólica Não 0 Sim Não Wobben Windpower Ind e Com Ltda Não Ligado 0,7303 Energia Térmica Não 0 Sim Não Energy Work Não Ligado 0,31

11.01 - PROCESSO DE PRODUÇÃO

11.02 - PROCESSO DE COMERCIALIZAÇÃO, DISTRIBUIÇÃO, MERCADOS E EXPORTAÇÃO

Atendimento a Clientes

Dando continuidade ao Projeto de Melhoria do Atendimento ao Cliente, foram realizadas as seguintes ações:

• Reforma, ampliação e padronização de agências de atendimento, objetivando unificar e homogeneizar o aspecto visualdas agências e fixar a imagem da nova marca da Companhia;

• Criação do Manual de Padronização Visual dos Pontos de Serviço, de forma a assegurar um padrão de imagem nosdiversos locais de atendimento comercial da COELCE;

• Informatização de Pontos de Serviços; e • Abertura de Pontos de Serviços no interior do Estado.

Numa iniciativa pioneira na Região Nordeste, a COELCE firmou parceria com a ACE Seguradora e Marsh Corretora deSeguros, para oferecer a seus clientes residenciais um conjunto especial de coberturas (acidentes pessoais, proteçãofinanceira, seguro residencial), cujo sucesso pode ser aquilatado pela adesão de 146.000 clientes ao plano.

A Companhia mantém serviço gratuito de teleatendimento (Call Center), através do telefone 0800-850196, em regime detempo integral, com registro de 2.687.582 acessos em 2003, número que corrobora a credibilidade do serviço.

Os atendentes são treinados para que as solicitações, reclamações e dúvidas dos clientes sejam atendidas dentro dos prazosestabelecidos, promovendo uma gestão conjunta de qualidade no atendimento com as áreas responsáveis pela execução dasatividades.4.4 Atendimento a Grandes Clientes

Os grandes clientes respondem por cerca de 42% do faturamento global da Coelce. Para prestar atendimento diferenciadoa estes clientes, buscando sua fidelização, a Coelece mantém equipe especifica (Gerência de Grandes Clientes), que utilizadiversos meios para estreitar, cada vez mais, os laços com este publico, tais como: visitas personalizadas, eventos deintegração (café da manhã com o cliente), jornal mensal (Conexão com o cliente) até a venda de serviços e produtoscostumizados, tais como o COELCE Plus.

Em 2003, a Coelce deu continuidade aos Encontros Setoriais com Grandes Clientes, onde recebeu os grandes clientes detodo o Estado, inclusive do Poder Público, para apresentar-lhes a empresa e os serviços oferecidos. Foi criada a Divisãode Rede Compartilhada, cujo objetivo é otimizar os contratos com empresas que utilizam ou venham a utilizar a rede deinfra-estrutura da COELCE, além de oferecer-lhes novos produtos e serviços, sob a marca COELCE Plus, nas áreas demanutenção, eficiência energética e instalação. Neste segmento, destacam-se manutenção preventiva de subestações, trocade óleo de transformadores, correção de fator de potência, termografias, aluguel de transformadores, construção desubestações, projeto e execução de iluminação e auditorias energéticas.

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Adicionalmente, foram inauguradas instalações de Atendimento a Grandes Clientes, seguindo o padrão de qualidade COELCE,onde o cliente tem ao seu dispor um espaço com maior conforto, atendendo suas necessidades funcionais junto à empresa.

A Coelce estruturou, também, uma nova área para desenvolver um projeto que visa o levantamento geo-referenciado doreal acervo da Iluminação Pública (IP) e o cadastramento de todos os clientes que compartilham o uso de postes daCOELCE em todos os municípios do Ceará.

Qualidade dos Serviços

Com o objetivo de prestar o melhor serviço aos seus clientes a COELCE, em 2003, desempenhou inúmeras atividades deprevenção e manutenção em seu sistema elétrico, dentre elas destacamos:

• Retiradas de 59.725 anomalias em redes de Alta Tensão e Média Tensão;• Balanceamento em 1.391 Centros de Distribuição;• Substituição de 493 transformadores com sobrecarga;• Inspeção Termográfica em 10.000 Km de redes de distribuição;• Limpeza de 4.950 estruturas de Alta e Média Tensão;• Inspeção em 130.000 Km de redes de distribuição;• Execução de 8.424 medições, além de manutenção em 5.073 Centros de Distribuição;

Em 2003 foi desenvolvido projeto de controle e gerenciamento automatizado de Subestações, que visa proporcionaracompanhamento individual da qualidade de energia a cada unidade consumidora. Atualmente contamos com 64subestações automatizadas.

Como resultado, houve melhora significativa nos indicadores de qualidade e confiabilidade dos serviços, conformedemonstram os gráficos abaixo:

Mercado de Energia Elétrica

O mercado de vendas de energia da COELCE em 2003 atingiu 5.904,6 GWh, representando um crescimento de 6,1%quando comparado com o verificado no ano de 2002, onde registramos 5.565,7 GWh vendidos. O alto crescimentoverificado pela classe rural é conseqüência da reclassificação de consumidores residenciais para rural conforme ResoluçãoANEEL nº 456/2000, bem como o bom desempenho da sub-classe irrigação.

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Número de Clientes

Em dezembro de 2003, o número de clientes atendidos na área de concessão da Coelce atingiu 2.108.582, com oseguinte perfil:

O ano de 2003 foi de intensa atividade para melhorar o controle de perdas comerciais, com a adoção de medidas para combaterligações clandestinas de energia, monitorar a rede para detecção de pontos de perda, e para conscientização da comunidadesobre riscos e conseqüências da ligação irregular de energia, através da campanha “Se tem gato na rede, solte os cachorros”.

Performance da Rede

A Coelce possuía, em 31 de dezembro de 2003, uma infra-estrutura de 79.067km de rede de distribuição (76.106km em2002), 3.637,58km de linhas de transmissão e 88 subestações. No primeiro trimestre de 2004, a Coelce passou a ter umainfra-estrutura de 79.247km de rede de distribuição (76.106 em 2002), 3598,61km de linhas de transmissão e 86subestações. O sistema de subtransmissão da Coelce é formado por 2,85km de linhas de 230kV, 3.656km de linhas de 69kVe 79.247km de linhas de 13,8/0,380/0,220kV. As redes de distribuição, em média tensão, operam com linhas de 13,8kV e,em baixa tensão, de 380/220V.

A Coelce possui 140 transformadores de potência nas 88 subestações de alta tensão existentes, com capacidade instaladade 1.901MVA. A tabela abaixo mostra a composição da rede de distribuição da Coelce:

Sistema de Suprimento – Rede Básica

O Estado do Ceará é suprido através de linhas de transmissão da rede básica em 500kV e 230KV, a saber: (i) linha detransmissão de 500kV derivada da Usina Hidroelétrica de Luiz Gonzaga, passando pelas subestações de Milagres, Quixadae Fortaleza II; (ii) linha de transmissão de 500kV derivada da Subestação Presidente Dutra, passando pelas subestações deTeresina II circuitos I e II, Sobral III e Fortaleza II; (iii) três linhas de transmissão de 230kV derivadas do complexo dasUsinas de Paulo Afonso, passando pelas subestações de Bom Nome, Milagres, Iço (via derivação da linha de transmissão04 M3 entre as subestações de Milagres e Banabuiú), Banabuiú, Russas (via anel fechado entre as subestações Banabuiú,Mossoro e Russas), Delmiro Gouveia e Fortaleza I; (iv) duas linhas de transmissão de 230kV derivadas da UsinaHidroelétrica de Boa Esperança, passando pelas subestações Teresina I; (v) linha de transmissão derivada da subestação deTeresina I, passando pelas subestações de Piripiri, Sobral II e Cauipe; (vi) três linhas de transmissão derivadas da subestaçãode Cauipe, sendo que uma linha é destinada para a subestação de Fortaleza I e duas para subestação de Fortaleza II.

Da subestação de Fortaleza II parte um circuito duplo em 230kV para subestação de Fortaleza I.

Da subestação de Fortaleza I parte um circuito duplo em 230kV, com 7km de extensão, até a subestação Delmiro Gouveia.Atualmente, um desses circuitos está conectado à linha de transmissão 230kV Banabuiú – Fortaleza, formando a linha detransmissão Banabuiú – Delmiro Gouveia.

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As subestações pertencentes à rede básica em 500kV e 230kV que atendem ao estado do Ceará são: (i) subestação de Sobral III(secionadora); (ii) subestação de Fortaleza II (abaixadora 2 x 600MVA 500/230kV); (iii) subestação de Milagres (abaixadora1x600MVA – 500/230kV); (iv) subestação de Quixada (secionadora); (v) subestação de Milagres (abaixadora 2 x 100MVA –230/69 kV); (vi) subestação de Iço (abaixadora 1 x 100MVA – 230/69 kV); (vii) subestação de Banabuiu (abaixadora 2 x 33MVA– 230/69kV); (viii) subestação de Russas (abaixadora 2 x 16,6 + 1 x 100MVA – 230/69kV); (ix) subestação de Delmiro Gouveia(abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (x) subestação de Fortaleza I (abaixadora 4 x 100MVA – 230/69kV); (xi) subestação deCauipe (abaixadora 1 x 100MVA – 230/69kV); e (xii) subestação de Sobral II (abaixadora 3 x 100MVA – 230/69kV).

Sistema de Distribuição em Alta Tensão

As linhas que abastecem as subestações de distribuição da Coelce e consumidores classe A-3 (classe de tensão 72,5kV) têmorigem a partir das subestações 230/69kV. O subsistema elétrico suprido através de cada uma destas subestações define umaregião elétrica de operação, também denominada de ponto de entrega ou ponto de suprimento em 69kV. Atualmente há dois emoperação na Cidade de Fortaleza (Fortaleza e Delmiro Gouveia), um na Região Metropolitana de Fortaleza (Cauipe), um naregião Norte do Estado (Sobral II) e quatro nas regiões Centro e Sul do Estado (Milagres, Iço, Banabuiú e Russas II). Hátambém em implantação, o ponto de suprimento Pici II, que atenderá à região oeste da Cidade de Fortaleza, o qual já deveriaestar em operação, no entanto por interpelações judiciais (das quais a Coelce não é parte), as obras estão paralisadas e semprevisão para conclusão. Encontra-se aprovado no Plano de Ampliação e Reforços do ONS e ANEEL, a implantação, em 2005,de um novo ponto de suprimento no Estado para atender a região Centro-Oeste do Ceará, localizado na cidade de Tauá. Esteponto de suprimento foi objeto de estudo concluído em 2001, e foi desenvolvido sob a coordenação do núcleo de articulaçãoregional do CCPE e contou com as participações da Coelce e da CHESF. A evolução da configuração do sistema elétrico daCoelce, assim como sua composição e subestações estão listados nas tabelas abaixo e são representados na tabela a seguir:

Perdas de Energia

As perdas em um sistema de distribuição de energia compreendem basicamente dois componentes: perdas técnicas,resultantes das propriedades físicas do sistema e que podem ser calculadas previamente, e perdas não técnicas oucomerciais, que têm sua origem no furto de energia, medidores obsoletos, cobrança de tarifa mínima para consumidoressem medidores, faturamento inadequado, entre outros.

As perdas totais (média móvel 12 meses) em relação à energia total adquirida pela Coelce foram de 12,9% em 2002 e13,5% em 2003, sendo 9,97% relativo às perdas técnicas (9,88% em 2002) e 3,53% relativo às perdas comerciais (3,02%em 2002). O quadro abaixo demonstra a evolução do índice de perdas:

Para reduzir as perdas de energia elétrica, a Coelce, no decorrer de 2002, desenvolveu os seguintes Projetos: ProjetoNormalização e Projeto PIMT, além de uma série de atividades adicionais.

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11.03 - POSICIONAMENTO NO PROCESSO COMPETITIVO

ATIVIDADES DA COELCE E MERCADOS DE ATUAÇÃO

Como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica no Estado do Ceará, a Coelce tem por atividadeprincipal a entrega da energia adquirida dos geradores aos consumidores finais. A Coelce também atua na prestação deserviços relacionados à distribuição de energia elétrica e no transporte de energia elétrica em média e alta tensão(transmissão). A atividade de fornecimento de energia elétrica é responsável por 99,18% da receita líquida da Coelce. Oobjeto social da Coelce prevê as seguintes atividades e negócios:

(i) produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos que lhesvenham ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadasaos serviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(ii) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação,transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma deconcessão, autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado do Ceará,e outras áreas definidas pelo poder concedente;

(iii) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, emespecial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(iv) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico e socialem regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estatais ouprivados, podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privada querevele empenho em implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento; e

(v) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social deoutras companhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energiaelétrica, incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

Área da Concessão – Ceará

A área geográfica da Concessão da Coelce abrange todo o Estado do Ceará, correspondente a 1,5% do território brasileiro,abrangendo um território de 146.817km2 e 184 municípios. A Coelce atende a aproximadamente 7.500.000 habitantes,equivalente a 4,7% da população do País.

O Ceará é um Estado que apresentou significativos progressos nos últimos anos, tanto em dimensões sociais, quantoeconômicas. Sua área é de 146.817km2, com uma temperatura média anual de 27ºC, sendo dividido por 184 municípios,tendo como sua capital a Cidade de Fortaleza. Segundo dados do IBGE-2000, a população residente no Estado era de7.430.661 habitantes, desses 71,5% viviam em cidades, que possuíam 1.757.888 de domicílios.

O Estado tem se destacado por políticas públicas baseadas na racionalização e modernização da administração pública,ocupando, segundo dados oficiais do ano de 2000, a décima posição no ranking nacional.

Em 2000 (quando houve a ultima publicação oficial), o PIB per capita do Ceará era de R$2.794,00, sendo que o PIB doEstado do Ceará apresentou um crescimento acima da média do País, conforme se vê no gráfico abaixo:

__________

Fonte: IBGE – IPCE 2000

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Em 2000 (quando houve a ultima publicação oficial), a distribuição do PIB cearense dava-se da seguinte forma: 6,08% naagropecuária, 38,06% na indústria e 55,86% em serviços. O Estado ainda possui concentração de seu PIB no setor deserviços, porém o setor industrial vem aumentando a participação na formação do PIB nos últimos anos, conforme seobserva no gráfico abaixo:

Estratégia de Negócios

A missão da Coelce é fornecer energia elétrica e serviços com qualidade, satisfazendo aos clientes, propiciando retornoadequado aos acionistas, contribuindo para o desenvolvimento do Ceará, com colaboradores e fornecedores qualificados ecomprometidos. A estratégia de negócios da Coelce está focada na busca da excelência na qualidade dos Serviços,tomandose as seguintes premissas:

(i) orientação ao cliente: a Coelce busca concentrar esforços na satisfação do cliente, com soluções inovadoras e dequalidade que permita à Coelce superar suas expectativas;

(ii) orientação a resultados: a Coelce busca rentabilidade adequada e sustentável para os acionistas, comparávelfavoravelmente com a indústria e o risco associado;

(iii) desenvolvimento de pessoas: o desenvolvimento pessoal e profissional está fundamentado em uma constantecapacitação, motivação e promoção na base, em função do mérito e a contribuição profissional, reconhecendo evalorizando os êxitos e os esforços;

(iv) conduta ética: as atuações da Coelce são reconhecidas por sua lealdade, integridade moral, transparência, sigiloprofissional e respeito às pessoas;

(v) integração com a comunidade e meio ambiente: a Coelce é comprometida com o processo econômico, social ecultural das comunidades onde atua, respeitando as realidades locais e proporcionando a conservação ambientalpor meio do respeito às exigências legais e também desenvolvendo programas de conservação do mesmo; e

(vi) compromisso com a qualidade e segurança: as atuações empresariais da Coelce se orientam a prestar um serviçode qualidade, observando a eficiência e segurança dos clientes e trabalhadores envolvidos, sejam eles próprios outerceirizados.

Principais Produtos

Super 3+1

O Super 3+1 é uma parceria entre Coelce, ACE Seguradora e Marsh Corretora de Seguros. A iniciativa é pioneira noNordeste e tem como público alvo os clientes residenciais da Coelce.

Esse seguro é composto por um conjunto de coberturas de acidentes pessoais e proteção financeira, seguro residencial, efoi desenvolvido exclusivamente para os clientes da Coelce. Além das coberturas, o seguro oferece mais uma vantagem:quatro sorteios mensais pela Loteria Federal no valor de R$ 2,5 mil (bruto).

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Em caso de desemprego ou incapacidade física temporária, o segurado terá sua conta de energia coberta em até quatroparcelas de R$50,00. Nos casos de morte ou invalidez permanente, o Super 3+1 garante 12 parcelas de R$50,00 parapagamento das contas de energia. Já na cobertura patrimonial, o cliente pode receber até R$20 mil pelo seu imóvel emcasos de incêndio, raio ou explosão. O valor do seguro atualmente está em R$2,50 e conta com adesão de 150 milconsumidores da Coelce.

COELCE Plus

A marca COELCE Plus foi desenvolvida com a missão de agregar valor ao core business da Coelce, suprindo asnecessidades do mercado e gerando ingressos à Coelce. A marca serve como referência para todos os novos serviçosdesenvolvidos pela Diretoria Comercial que não sejam voltados diretamente à distribuição de energia. Para que algumserviço faça parte da marca COELCE Plus,terá que possuir duas características básicas: (i) não estar vinculado àdistribuição de energia; e (ii) estar vinculado a serviços internos ao cliente relacionados com energia elétrica, tais comoeficiência energética, diagnóstico energético; elaboração e execução de projeto energético; otimização energética;treinamento e capacitação; consultoria energética; manutenção; manutenção eventual; manutenção corretiva; diagnóstico damanutenção; projeto de manutenção especializada; manutenção especializada; e instalações; instalações prediais; instalaçõesindustriais; projetos elétricos; aluguel de subestações.

Produtos em Desenvolvimento

Venda do Padrão de Ligação Nova

Esse novo serviço foi desenvolvido com objetivo de satisfazer às necessidades tanto de novos clientes, como de clientesque queiram ter sua entrada de energia construída dentro das normas estabelecidas e com a garantia de nenhum defeitotécnico. Além disso, a construção da entrada feita pela Coelce garante ao cliente muito mais praticidade e qualidade. Osmateriais e a mão-de-obra especializada necessária estão incluídos no serviço. Outra vantagem para o cliente é que,constrtuindo sua entrada na parte externa do imóvel, o leiturista poderá realizar a leitura mensal do medidor sem incomodaros moradores.

O pagamento pode ser feito à vista ou com uma entrada de 40% do valor total e o restante em até seis parcelas debitadasautomaticamente na conta de energia elétrica.

Venda de Padrão com Poste Jardim

Esse é um serviço que será realizado em conjunto com o produto de Venda do Padrão de Ligação Nova, sendo que,adicionalmente, nesses casos em que as residências não estão recuadas do alinhamento da via pública ou estão do ladocontrário à rede de baixa tensão da Coelce, será necessário, portanto, a implantação do poste jardim para que o ramal deligação fique na altura de segurança. O cliente poderá adquirir o poste com condições de pagamento mais facilitadas, 40%à vista e o restante, em até oito parcelas fixas.

A determinação da Coelce em investir no Estado e promover continuamente o desenvolvimento da sociedade cearense temsido vista, aprovada e constantemente reconhecida através da concessão à Empresa de diversos prêmios e comendas, comdestaque para:

* Prêmio Abradee como Melhor Gestão Econômico-Financeira do Brasil;* Prêmio Delmiro Gouveia de Maior Empresa do Estado do Ceará;* Troféu Acert, como Anunciante do Ano.

12.01 - PRINCIPAIS PATENTES, MARCAS COMERCIAIS E FRANQUIAS

Propriedade Intelectual

Visão Geral

Os direitos de propriedade intelectual abrangem dois grandes grupos: a propriedade industrial, representada pelas marcase patentes mas incluindo também o nome comercial e os segredos de comércio e indústria, e os direitos autorais, em quese incluem os programas de computador e as criações literárias, artísticas e sonoras.

Segundo a Lei n.º 9.279, de 14 de maio de 1996, o direito à exclusividade do uso de uma marca surge com o registrovalidamente expedido pelo INPI, autarquia autônoma vinculada ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e ComércioExterior. O prazo de validade do registro é de dez anos, renovável por iguais períodos desde que o titular não deixe deutilizar a marca por mais de cinco anos e mediante o pagamento de uma taxa decenal.

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O INPI também é o responsável pela análise e concessão de patentes aos inventores de produtos ou processos que sejamnovos, tenham aplicação industrial e sejam inventivos, ou seja, não sejam óbvios para um especialista no assunto. Aspatentes não são renováveis e asseguram a seu titular o direito de explorá-las com exclusividade por 15 ou 20 anos da datado depósito, conforme sejam patentes de invenção ou modelos de utilidade. Além disso, é assegurado um prazo mínimode exclusividade de dez anos para as patentes de invenção e sete anos para os modelos de utilidade, contados da data daconcessão.

A proteção dos programas de computador e criações literárias, artísticas e sonoras está assegurada, respectivamente, pelasLeis n.º 9.609 e n.º 9.610, ambas de 19 de fevereiro de 1998. Os programas de computador são protegidos por 50 anosa partir do início do ano subseqüente ao da sua publicação ou, não sendo publicado, do de sua criação. Já os direitos sobrecriações artísticas perduram por 70 anos, contados do início do ano subseqüente ao da morte do autor da obra.

Marcas e Patentes

De acordo com o banco de dados eletrônico do INPI, a Coelce é titular do registro (i) da marca nominativa “Coelce”,registrada no INPI em 15 de março de 1998, sob o n.º 812507533, na classe 37:35, válido até 15 de março de 2008; e (ii)da marca mista “Coelce”, registrada no INPI em 24 de abril de 1990, sob o n.º 812525035, na classe NCL (7) 39, válidoaté 24 de abril de 2010. A Coelce não possui patentes depositadas ou concedidas.

Programas de Computador

A Coelce utiliza somente programas de computador e tecnologia licenciada ou desenvolvida por terceiros e que não violamos direitos de tais terceiros.

Direitos Autorais

Toda a documentação elaborada pela Coelce e seus subcontratados, fornecedores e fabricantes, incluindo todas asespecificações, planos, programações, desenhos e outros documentos finais referentes à Coelce são ou tornar-se-ãopropriedade exclusiva da Coelce quando forem concluídos e pagos.

A mídia impressa e audiovisual utilizadas pela Coelce é produzida por agências contratadas caso a caso e que não detémqualquer direito sobre as obras finais produzidas.

13.01 - PROPRIEDADES RELEVANTES

Área Área Alugada DataTipo de Total Construída Idade Hipo- de do Término Obser-

Item Propriedade Endereço Município UF (Mil m2) (Mil m2) (Anos) Seguro teca Terceiros Contrato Locação vação01 Imovel Av. Barão de Studart 2917 Fortaleza CE 5.428,000 4.183,000 32 Sim Não Não02 Imovel (subestação Aldeota) Av. Barão de Studart 1475 Fortaleza CE 4.937,530 344,850 38 Sim Não Não03 Imobel (subestação Mucuripe) Rua Ângelo Figueiredo Fortaleza CE 5.067,000 172,430 42 Sim Não Não04 Imovel (subestação Papicu) Rua Des. Lauro Nogueira 51 Fortaleza CE 8.000,000 160,000 21 Sim Não Não05 Imovel ( Subestação Água Fria) Rua José Severino Fortaleza CE 10.000,000 100,000 9 Sim Não Não06 Imovel Rua Sargento Hermínio 2645 Fortaleza CE 11.500,000 3.650,000 38 Sim Não Não07 Imovel Av. do Contorno S/nº Maracanau CE 38.000,000 2.374,070 32 Sim Não Não08 Imovel Av. José Erminio de Moraes 8 Sobral CE 17.760,000 63,430 37 Sim Não Não

14.02 - INFORMAÇÕES RECOMENDÁVEIS, MAS NÃO OBRIGATÓRIAS

Programa de Distribuição Pública de Debêntures Não Conversíveis

A Coelce lançou o Programa de distribuição pública de debêntures não conversíveis em ações, nominativas e escriturais,no montante máximo de R$150.000.000,00. O programa de distribuição assim como a primeira emissão de debêntures, nomontante de R$88.527 mil e com garantia firme, encontram-se na fase de registro e arquivamento na CVM. A COELCEpoderá realizar emissões de Debêntures ao amparo do Programa de Distribuição a qualquer tempo e a seu exclusivocritério, observado o prazo máximo de dois anos contados da data de seu arquivamento na CVM. Os termos e condiçõesde cada uma das emissões ao amparo do Programa de Distribuição serão deliberadas pela Emissora por ocasião dasrespectivas emissões e constarão de Suplemento ao Prospecto de Programa de Distribuição Pública de Debêntures NãoConversíveis.

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O Programa de Distribuição e a primeira emissão de Debêntures foram realizados com base nas deliberações (i) da reuniãoda diretoria da Emissora realizada em 16 de abril de 2004, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estado do Cearáem 17 de maio de 2004 e publicada no Diário Oficial do Estado do Ceará em 25 de maio de 2004 e nos jornais “ValorEconômico” e “Diário do Nordeste” em 21 de maio de 2004; (ii) da reunião do conselho fiscal da Emissora realizadaem 27 de abril de 2004; e (iii) da assembléia geral extraordinária dos acionistas da Emissora realizada em 29 de abrilde 2004, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estado do Ceará em 28 de maio de 2004 e publicada no DiárioOficial do Estado do Ceará e nos jornais “Valor Econômico” e “Diário do Nordeste” em 7 de junho de 2004.

As Debêntures serão objeto de distribuição pública com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistemade distribuição de valores mobiliários, com colocação mediante regime de garantia firme e/ou melhores esforços, de acordocom o que vier a ser determinado em cada emissão de Debêntures.

O público alvo das Debêntures será determinado por ocasião de cada emissão.

Cada emissão será registrada para distribuição no mercado primário por meio (i) do SDT, administrado pela ANDIMAsendo a subscrição liquidada pela CETIP; e/ou (ii) do Bovespa Fix, administrado pela Bovespa, sendo a subscriçãoliquidada pela CBLC.

Cada emissão será registrada para negociação no mercado secundário por meio (i) do SND, administrado pela ANDIMA,sendo os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP; e/ou (ii) do Bovespa Fix, administrado pela Bovespa,sendo aos negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC.

Respeitados o deferimento do pedido de registro na CVM e a publicação do anúncio de início de distribuição, asDebêntures de cada emissão serão subscritas, a qualquer tempo, em até seis meses contados da data de publicação doanúncio de início de distribuição, observado o que vier a ser previsto no respectivo Contrato de Coordenação.

A subscrição de cada emissão será efetuada por meio dos procedimentos da CETIP e/ou da CBLC. A forma e o prazo deintegralização das Debêntures serão determinados por ocasião de cada emissão.

As Debêntures serão subscritas pelo seu Valor Nominal, acrescido da Remuneração calculada pro rata temporis desde aData de Emissão até a Data de Integralização.

Os recursos obtidos na emissão das debêntures serão utilizados para quitar empréstimos de curto prazo com custofinanceiro elevado, melhorando assim a estrutura de financiamento da Companhia.

14.05 - PROJETOS DE INVESTIMENTO

Investimentos

O sistema elétrico da Coelce possui, em dezembro de 2003, uma infra-estrutura de 79.067 km de redes de distribuição,3.653 km de linhas de transmissão e 88 subestações.

SIST. ELÉTRICO Und 1999 2000 2001 2002 2003Distribuição km 55.842 62.651 68.720 76.106 79.067Transmissão km 2.688 2.810 3.042 3.487 3.653Subestações Unid 75 76 79 86 88Cap. Instalada MVA 1.431 1.598 1.774 1.833 1.886

Os investimentos da Coelce no ano de 2003 em projetos de reforço e ampliação do sistema elétrico foram de MR$ 147.815.

Mantendo o desejo de melhorar ainda mais a qualidade do serviço e a confiabilidade do sistema, foram postas em operaçãomais 2 subestações em áreas que apresentam grande perspectivas de crescimento de demanda. Com relação a ampliaçãodo sistema elétrico verificamos, em 2003, o acréscimo de 2.961 km de rede de média tensão, 166 km de linhas detransmissão, além de outras reformas.

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Investimentos Sistemas de Informação

Buscando o aprimoramento tecnológico foram aplicados R$ 13.120 em projetos relacionados à área de Telecontrole eInformática, onde implementou-se o Projeto Windows 2000, correspondendo à atualização do parque tecnológico deinformática, além de continuar empreendendo esforços em projetos como Sistema de Transmissão Digital, modernizaçãoe automação de subestações dentre outros.

Concluiu-se o Projeto Sistemas Técnicos, o qual abrange a disponibilização da planimetria, o cadastro das redes,equipamentos, ligação cliente – rede e a habilitação de sistemas Técnicos Corporativos. Neste projeto foramimplementados uma série de módulos funcionais, que em seu conjunto ajudam a melhorar os atuais procedimentosadministrativos e a satisfazer as exigências legais atualmente vigentes, além de uma série de novas medidas adotadas parao melhoramento do serviço e do produto, as quais entrarão proximamente em vigência.

Investimentos no Controle de Perdas de Energia

Intensificaram-se, também, os investimentos em projetos de combate às perdas, com um acréscimo de 118% sobre oinvestido em 2002 e destaque para o Projeto de Investimentos e Medidas Técnicas - PIMT (491%), que altera o padrão deconstrução rede de baixa tensão melhorando suas características de segurança e implementando tecnologia anti-furto.

Nesta área foram investidos MR$ 25.000 na identificação e solução de desvios de energia elétrica, com o projeto deNormalização, e na prevenção destes desvios, com o projeto PIMT. Sendo o índice de perdas uma das variáveis maisimportantes na área de distribuição de energia elétrica, visto que influi diretamente no resultado econômico da Coelce,existe a necessidade permanente de adoção de programas de combate às perdas de energia.

Investimentos em Expansão do Sistema Elétrico

O ano de 2003 para a Coelce foi voltado para o cliente, totalizando mais de MR$ 50.000, que representam cerca de 41%do investimento total da empresa, em expansão e reforço das redes de distribuição e ligação de novos clientes.

Deste montante, foram investidos MR$ 36.000 para atender solicitações de novas ligações de clientes com ampliação dasredes de baixa tensão, incluindo a elaboração dos projetos e as instalações de Iluminação Pública para atendimento aclientes em baixa tensão de fornecimento. Construindo cerca de 700 km de redes elétricas para atender a aproximadamente26.000 clientes de BT em 2003.

Adicionalmente, foram comprometidos recursos em construção e padronização de subestações, além da execução doPrograma de Obras de Média tensão, que objetiva, numa primeira fase, o diagnóstico das necessidades de melhoria eexpansão da rede elétrica e, posteriormente, a implementação de soluções de reforço e melhoria.

15.01 - PROBLEMAS AMBIENTAIS

Programas Ambientais

A Coelce tem o compromisso de preservação do meio ambiente e a garantia do desenvolvimento sustentável da região ondeatua. Neste sentido, a Coelce é parte dos seguintes projetos de proteção ao meio ambiente:

(i) Manejo Sustentável da Vegetação de Mata Atlântica Sob Linhas de Transmissão de Energia Elétrica: desenvolvido emparceria com a UFC, SEMACE e Frutal, visa aperfeiçoar o processo de uso das áreas sob linhas de transmissão de energiaelétrica para minimizar a degradação da biodiversidade e do solo em áreas restritas da Mata Atlântica no Nordeste brasileiro,no caso, o maciço de Baturité. Este projeto foi iniciado em maio de 2002 e prevê a aplicação de um total de R$818 mil atéjulho de 2005, em três contratos anuais: R$372 mil em 2003, R$299 mil em 2004 e R$146 mil em 2005. A execução doprojeto é uma referência em todo o território nacional para utilização e preservação de áreas sob linhas de transmissão. Atémarço de 2004, foram investidos R$283 mil;

(ii) Desenvolvimento e Aplicação de Metodologias Voltadas à Amenização da Ação Eólica Sedimentar junto à RedeElétrica na Zona Costeira do Estado do Ceará: iniciado em setembro de 2003, em parceria com a UFC, SEMACEe Frutal, visa desenvolver e aplicar metodologias e técnicas com a finalidade de amenizar a ação das dunas móveissobre a rede de distribuição de energia elétrica na zona costeira do Estado do Ceará. A Coelce vem estudando aatuação da dinâmica dos ventos para subsidiar o processo de revegetação, que será utilizado para amenizar a ação dosventos junto à rede elétrica sem causar danos ao meio ambiente. Até março de 2004, foram investidos R$365 mil;

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(iii) Eficiência Energética do Distrito de Irrigação Jaguaribe-Apodi: iniciado em outubro de 2003, este projeto tem porobjetivo a redução do consumo de água e a conseqüente redução do consumo de energia elétrica, através daimpermeabilização de 15 tanques de armazenamento de água e da otimização do sistema de irrigação. Aimpermeabilização dos tanques de armazenamento de água proporcionará uma economia de 12.000 mil m? de águapor ano e uma redução no consumo de energia elétrica da ordem de 5.700MWh/ano. A otimização do sistema deirrigação dar-se-á através da modernização dos pivôs centrais, aumentando a eficiência de irrigação, e da troca dosconjuntos de eletrobombas existentes por bombas de maior eficiência e motores de alto rendimento. A redução noconsumo de energia elétrica nesta etapa será de aproximadamente 2.600MWH/ano. Este conjunto de açõesproporcionará aos irrigantes do Distrito de Irrigação Jaguaribe-Apodi uma redução no consumo de energia elétricaem torno de 8.300MWH/ano e uma economia da ordem de R$350.000,00 por ano, propiciando ao produtor agrícolauma significativa redução dos custos de produção. O investimento total será de R$2.327 mil. A implementação desteprojeto promoverá uma significativa redução no consumo de água, elemento essencial para a preservação do meioambiente, levando-se em consideração as condições de aridez apresentadas no Nordeste e, em especial, no Estado doCeará. Até março de 2004, foram investidos R$156 mil;

(iv) Coelce nas Escolas: programa de educação ambiental desenvolvido nas escolas da rede pública de ensino (municipaise estaduais) desde 1999. Tem como objetivo ampliar a consciência de professores e alunos sobre a importância deusar da melhor forma a energia elétrica e divulgar amplamente atitudes com este fim, através do programa deeducação ambiental “A Natureza da Paisagem – Energia Recurso da Vida”, desenvolvido pelo CIMA, em parceriacom o PROCEL. O projeto conta com a participação de 141 escolas, 936 professores, 215.765 alunos, cominvestimentos que totalizam R$395 mil. Até março de 2004, foram investidos R$24 mil;

(v) Plano de Gerenciamento de Resíduos: em maio de 2003 teve início o projeto para elaboração do plano degerenciamento de resíduos da Coelce com o objetivo de estabelecer procedimentos adequados com critériosambientalmente seguros no tocante ao armazenamento, transporte e disposição final dos resíduos e adequar asatividades da concessionária às normas e legislação ambiental pertinentes. A primeira etapa do projeto abrangeutodas as unidades da Coelce instaladas em Fortaleza e na Região Metropolitana, além de empresas prestadoras deserviços. Para cada unidade foi realizado um inventário dos resíduos gerados, em forma detalhada, envolvendo aclassificação, a forma de acondicionamento e a destinação atual dos resíduos gerados. A partir do inventário deresíduos foram elaborados Planos de Gerenciamento de Resíduos, com a finalidade de possibilitar açõesambientalmente seguras no tocante às etapas de armazenamento, acondicionamento, transporte e disposição final. Aexecução deste projeto busca garantir o uso racional dos recursos e minimizar impactos ambientais. O valor total doprojeto é de R$48,2 mil. Até março de 2004, foram investidos R$ 38 mil.

16.01 - AÇÕES JUDICIAIS COM VALOR SUPERIOR A 5% DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO OU DO LUCROLÍQUIDO

% do Patrimônio % do Lucro ValorItem Descrição Líquido Líquido Provisão (Reais Mil)01 Trabalhista 1,64 20,41 Sim 18.66002 Fiscal/tributária 4,88 60,74 Sim 55.54503 Outras 1,04 12,97 Sim 11.856

17.01 - OPERAÇÕES COM EMPRESAS RELACIONADAS

A Companhia não efetua transações com partes relacionadas em bases ou termos menos favoráveis do que aqueles queseriam praticados com terceiros.

As operações com a Synapsis Brasil S.A referem-se, basicamente, à prestação de serviços de informática e manutenção dossistemas da Companhia. O total de despesas incorridas em 2003 montaram a R$26.182, sendo R$19.399 como despesaoperacional no resultado da Companhia e R$6.783 capitalizados como investimento.

Os saldos com a CAM – Brasil Multiserviços Ltda. advém de contratação desta para fiscalização de obras para a COELCEcom aplicação direta no investimento da Companhia. Durante o ano foram realizadas operações no montante de R$4.433.

260

A Companhia efetuou operações de compra de energia junto à Companhia Interconexão Energética - CIEN, no montantede R$72.635 (exercício 2003), devidamente autorizada pelo órgão regulador. O montante a receber refere-se ao ajusteobservado na tarifa de compra, conforme determinado nos Ofícios nº 751, nº 876 e nº 1.103, de 5 de junho, 24 de junho e29 de julho de 2003, respectivamente, emitidos pela ANEEL O montante a receber foi corrigido em R$325. Além disso, aCompanhia possui contrato de compra de energia com a Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro – CERJ, sendo queno exercício foram realizadas transações no montante de R$2.719.

A Companhia também mantém contrato de compra de energia junto à Central Geradora Térmica de Fortaleza e efetuouoperações, no exercício, no montante de R$15.385.

A Companhia tinha uma operação com a CERJ referente a contrato de mútuo pactuado no montante de R$15.000, corrigidopela taxa equivalente a 115% do CDI, que venceu em31 de julho de 2003. O efeito no resultado por esta operação foi deR$1.620.

A Synapsis Brasil S.A., a CAM Brasil Multiserviços, a Companhia Interconexão Energética e a Central Geradora Térmicade Fortaleza são subsidiárias dos acionistas controladores. A CERJ é acionista indireta da Companhia.

18.01 - ESTATUTO SOCIAL

“ESTATUTO SOCIAL DA COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ - COELCE

CAPÍTULO I - DENOMINAÇÃO, ORGANIZAÇÃO, SEDE, DURAÇÃO E OBJETO

ARTIGO 1º - A Companhia Energética do Ceará - COELCE, que usará a abreviatura COELCE, é uma sociedade anônima,aberta, de capital autorizado, e terá suas atividades regidas por este Estatuto e pela Legislação em vigor, estando autorizadaa funcionar como empresa elétrica pelo decreto federal 69.469, publicado no D.O.U edição do dia 05 de novembro de 1971.

ARTIGO 2º - Constitui objeto da COELCE:

(a) a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, execução de serviços correlatos que lhesvenham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito, e o desenvolvimento de atividades associadas aosserviços, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades;

(b) a realização de estudos, planejamentos, projetos, construção e operação de sistemas de produção, transformação,transporte e armazenamento, distribuição e comércio de energia de qualquer origem ou natureza, na forma de concessão,autorização e permissão que lhes forem outorgados, com jurisdição na área territorial do Estado do Ceará, e outras áreasdefinidas pelo Poder Concedente;

(c) o estudo, projeto e execução de planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes de energia, emespecial as renováveis, ações que desenvolverá diretamente ou em cooperação com outras instituições;

(d) o estudo, a elaboração e execução, no setor de energia, de planos e programas de desenvolvimento econômico e socialem regiões de interesse da comunidade e da companhia, diretamente ou em colaboração com órgãos estatais ou privados,podendo, também, fornecer dados, informações e assistência técnica à iniciativa pública ou privada que revele empenhoem implantar atividades econômicas e sociais necessárias ao desenvolvimento;

(e) a prática de demais atos que se fizerem necessários ao objeto social, bem como a participação no capital social de outrascompanhias no Brasil ou no exterior, cujas finalidades sejam a exploração de serviços públicos de energia elétrica,incluindo os ligados à produção, geração, transmissão e distribuição.

ARTIGO 3º - A COELCE tem sede e foro na cidade de Fortaleza, Estado do Ceará, podendo instalar em qualquer partedo Território Nacional ou no exterior subsidiárias, sucursais, filiais, agências, postos de serviço, depósito e escritórios quese fizerem necessários, mediante aprovação do Conselho de Administração.

ARTIGO 4º - A COELCE tem prazo de duração indeterminado.

261

CAPÍTULO II - DO CAPITAL E DAS AÇÕES

ARTIGO 5º - O Capital Social é de R$ 433.057.722,64 (quatrocentos e trinta e três milhões, cinqüenta e sete mil,setecentos e vinte e dois reais e sessenta e quatro centavos), constituído por 155.710.600.088 (cento e cinqüenta e cincobilhões, setecentos e dez milhões, seiscentos mil e oitenta e oito) ações nominativas, sem valor nominal, sendo96.135.874.703 (noventa e seis bilhões, cento e trinta e cinco milhões, oitocentos e setenta e quatro mil, setecentos e três)ações ordinárias e 59.574.725.385 (cinqüenta e nove bilhões, quinhentos e setenta e quatro milhões, setecentos e vinte ecinco mil, trezentas e oitenta e cinco) ações preferenciais, estas divididas em duas classes: 56.236.537.604 (cinqüenta eseis bilhões, duzentos e trinta e seis milhões, quinhentos e trinta e sete mil e seiscentas e quatro) ações preferenciais“Classe A” e 3.338.187.781 (três bilhões, trezentos e trinta e oito milhões, cento e oitenta e sete, mil setecentas e oitentae uma) ações preferenciais “Classe B”.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - A COELCE está autorizada a aumentar seu capital até o limite de 300.000.000.000(trezentos bilhões) de ações sem valor nominal, sendo 100.000.000.000 (cem bilhões) ações ordinárias, 193.352.996.180(cento e noventa e três bilhões, trezentos e cinqüenta e dois milhões, novecentos e noventa e seis mil, cento e oitenta) açõespreferenciais Classe A e 6.647.003.820 (seis bilhões, seiscentos e quarenta e sete milhões, três mil, oitocentas e vinte)ações preferenciais Classe B.

PARÁGRAFO SEGUNDO - As ações preferenciais Classe B poderão ser convertidas em ações preferenciais Classe A, arequerimento do interessado.

PARÁGRAFO TERCEIRO - Salvo deliberação em contrário do Conselho de Administração, os acionistas não terãodireito de preferência em qualquer emissão de ações, notas promissórias para distribuição pública, debênturesconversíveis em ações, ou bônus de subscrição, cuja colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores,subscrição pública ou permuta por ações em oferta de aquisição de controle, nos termos do 172 da Lei n.º 6.404/76.

PARÁGRAFO QUARTO - As ações da COELCE serão escriturais, permanecendo em contas de depósito em instituiçãoautorizada, em nome de seus titulares, sem emissão de certificados, nos termos dos artigos 34 e 35 da Lei n.º 6.404, de15.12.76

ARTIGO 6º - A integralização das ações obedecerá às normas e condições estabelecidas pela Assembléia Geral ou peloConselho de Administração, na hipótese do Parágrafo Primeiro do Art. 5º acima.

ARTIGO 7º - A instituição depositária poderá cobrar do acionista o custo do serviço de transferência da propriedade dasações escriturais.

ARTIGO 8º - A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações da Assembléia Geral, bem como o direito aorecebimento de dividendos na forma dos artigos 29,30 e 31 deste Estatuto.

ARTIGO 9º - As ações preferenciais não terão direito de voto, mas às mesmas são asseguradas as seguintes vantagens:

(a) prioridade no recebimento de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% (seis por cento) para as da Classe A e 10%(dez por cento) para as da Classe B, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe,corrigido ao término de cada exercício social;

(b) prioridade no reembolso de capital pelo valor do patrimônio líquido, no caso de liquidação da Companhia.

ARTIGO 10 - À COELCE, por deliberação do Conselho de Administração, é facultado emitir ações, sem guardar aproporção das espécies e/ou classes das ações já existentes, desde que o número de ações preferenciais não ultrapasse 50%(cinquenta por cento) do total das ações emitidas.

PARÁGRAFO ÚNICO - A COELCE poderá adquirir suas próprias ações, a fim de cancelá-las ou mantê-las em tesourariapara posterior alienação mediante autorização do Conselho de Administração.

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CAPÍTULO III - DA ADMINISTRAÇÃO

ARTIGO 11 - A COELCE será administrada por um Conselho de Administração, órgão colegiado de funções deliberativas,com as atribuições previstas na Lei, especialmente as do art. 142 da Lei 6.404/76, sem prejuízo daquelas estabelecidas nesteEstatuto, e por uma Diretoria composta por 07 (sete) membros, sendo (I) o Diretor Presidente, (II) o Diretor Vice-PresidenteComercial, (III) o Diretor Vice-Presidente Administrativo-financeiro e de Relações com Investidores, (IV) o Diretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos, (V) o Diretor Vice-Presidente de Planejamento e Controle de Gestão, (VI)o Diretor Vice-Presidente de Distribuição e (VII) o Diretor Vice-Presidente de Projetos Institucionais.

ARTIGO 12 - A investidura nos cargos de Conselheiro de Administração e de Diretor far-se-á mediante termo lavrado emlivro próprio.

PARÁGRAFO ÚNICO - Findo o mandato, os administradores permanecerão no exercício de seus cargos, até ainvestidura de seus sucessores.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

ARTIGO 13 - O Conselho de Administração será constituído de 11 (onze) membros e até igual número de suplentes,eleitos pela Assembléia Geral, os quais terão mandato de 03 (três) anos, permitida a reeleição, cabendo a um deles aPresidência do Conselho e a outro a Vice-Presidência, respectivamente, observando os critérios abaixo, cuja escolha dar-se-á em reunião do próprio Conselho de Administração.

Os membros do Conselho de Administração não poderão:

I - ter idade superior a 70 (setenta) anos;

II – ocupar cargos, funções ou ser representantes de sociedades consideradas concorrentes no mercado;

III – diretamente ou através de terceiros ocupar cargos ou funções, ser representantes ou estar vinculados a empresas quesejam clientes ou fornecedores habituais de bens ou prestadores de serviços a outras sociedades do mesmo GrupoEconômico, ao qual pertence a Companhia, sempre que tal condição possa suscitar conflito de interesses, excetuando-seas instituições financeiras na condição de prestadores de serviços bancários à sociedade; e

IV – pertencer, simultaneamente, a mais de 05(cinco) Conselhos de Administração, não considerando para este efeito osConselhos das sociedades filiais da Companhia; do grupo ou entidade acionista, a qual represente o Conselheiro; e osConselhos das sociedades em que a participação patrimonial, pessoal ou familiar do Conselheiro, concede-lhe o direito deformar parte dos mesmos.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - A posse do membro do Conselho de Administração, residente ou domiciliado no exterior,fica condicionada à constituição de procurador residente no País, com poderes para receber citação em ações contra elepropostas, com base na legislação societária, nos termos do art. 146, § 2º da Lei nº 6.404/76.

PARÁGRAFO SEGUNDO - Os empregados acionistas da COELCE terão direito de eleger um membro do Conselho deAdministração, mesmo no caso em que as ações que detenham não sejam suficientes para assegurar tal eleição. OConselheiro representante dos empregados acionistas será por estes escolhido previamente, mediante eleição.

PARÁGRAFO TERCEIRO - No caso de impedimento temporário do Presidente do Conselho, o seu substituto será oVice-Presidente do Conselho.

ARTIGO 14 - O Conselho de Administração reunir-se-á, com a presença da maioria de seus membros efetivos ousuplentes, trimestralmente, ou quando necessário, sempre que convocado por seu Presidente ou pelo Vice-Presidente, ouainda por dois de seus membros, com a antecedência mínima de 02(dois) dias úteis, salvo se a reunião houver de se realizarem local diferente do que o da sede social, em cujo caso a convocação requererá uma antecedência mínima de 05(cinco)dias úteis, sendo certo que as convocações deverão conter as respectivas ordens do dia, acompanhadas dos documentospertinentes. As deliberações, consignadas em ata no livro próprio, serão tomadas por maioria de votos. A convocaçãoprévia será tida como dispensada se todos os membros do Conselho estiverem presentes à reunião. Os membros doConselho poderão ser representados nas reuniões por outro Conselheiro que indicarem, por instrumento escrito.

ARTIGO 15 - Compete ao Conselho de Administração a fixação da orientação geral dos negócios da COELCE, através dediretrizes fundamentais de administração, bem como o controle superior da COELCE, pela fiscalização da observância dasdiretrizes por ele fixadas, o acompanhamento da execução dos programas aprovados e verificação dos resultados obtidos.

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PARÁGRAFO PRIMEIRO – No exercício de suas atribuições, cabe também ao Conselho de Administração deliberarsobre a contratação, pela Companhia, de empréstimos ou financiamentos em geral, no mercado financeiro internacionalou nacional, sob qualquer modalidade, e ainda sobre a emissão, nos mencionados mercados, de quaisquer títulos decrédito, para distribuição pública ou privada, inclusive Notas Promissórias Comerciais, cujos valores de principal sejamsuperiores a R$ 150.000.000,00 (cento e cinquenta milhões de reais), estabelecendo, entre outras condições: (I) o valor dascontratações ou emissões e sua divisão em série, se for o caso; II – a quantidade e valor nominal dos títulos ou contratos,inclusive das Notas Promissórias; III – as garantias quando for o caso; (IV) – as condições de remuneração e de atualizaçãomonetária, se houver; (V) – o prazo de vencimento dos contratos ou dos títulos; (VI) – o demonstrativo para comprovaçãodos limites previstos no legislação aplicável; (VII) – o local de pagamento; (VIII) – a contratação de prestação de serviços,tais como intermediação, custódia, liquidação, emissão de certificados, agente pagador, conforme o caso; e IX – e todas asdemais condições e características, sejam elas principais ou acessórias, das contratações ou emissões.

PARÁGRAFO SEGUNDO - O Conselho de Administração, em cada exercício, examinará e submeterá a decisão daAssembléia Geral Ordinária o Relatório da Administração, o Balanço Patrimonial, a Demonstração dos Lucros ouPrejuízos Acumulados, a Demonstração do Resultado do Exercício, a Demonstração das Origens e Aplicações dosRecursos, bem como a proposta de distribuição de dividendos e de aplicação dos valores excedentes, anexando o Parecerdo Conselho Fiscal e o Certificado dos Auditores Independentes.

ARTIGO 16 - No caso de vacância ou impedimento temporário do cargo de membros do Conselho o mesmo serásubstituído por seu suplente, que servirá até a primeira Assembléia Geral que eleger o seu substituto.

DIRETORIA

ARTIGO 17 - A Diretoria é o órgão executivo da Companhia e é composta de 07 (sete) membros, eleitos e destituíveispelo Conselho de Administração observadas as disposições do Art. 11, sendo o prazo de gestão de 3 (três) anos, permitidaa reeleição, a qual caberá à Administração da Sociedade, somente podendo agir e/ou praticar atos que estiverem dentro doslimites das atribuições e poderes previstos no Estatuto Social. Observadas as disposições deste Estatuto Social, o Conselhode Administração poderá fixar as atribuições dos Diretores.

ARTIGO 18 – À Diretoria caberá, dentro da orientação, limites e os poderes fixados pela Assembléia Geral e peloConselho de Administração, assegurar o funcionamento regular da COELCE.

PARÁGRAFO ÚNICO - No exercício de suas atribuições, cabe também à Diretoria Executiva deliberar sobre acontratação, pela Companhia, de empréstimos ou financiamentos em geral, no mercado financeiro internacional ounacional, sob qualquer modalidade, e ainda sobre a emissão, nos mencionados mercados, de quaisquer títulos de crédito,para distribuição pública ou privada, inclusive Notas Promissórias Comerciais, para valores, de principal, iguais ouinferiores a R$ 150.000.000,00 (cento e cinquenta milhões de reais), estabelecendo, entre outras condições: (I) o valor dascontratações ou emissões e sua divisão em série, se for o caso; (II) – a quantidade e valor nominal dos títulos ou contratos,inclusive das Notas Promissórias; (III) – as garantias quando for o caso; (IV) – as condições de remuneração e deatualização monetária, se houver; (V) – o prazo de vencimento dos contratos ou dos títulos; (VI) – o demonstrativo paracomprovação dos limites previstos no legislação aplicável; VII – o local de pagamento; VIII – a contratação de prestaçãode serviços, tais como intermediação, custódia, liquidação, emissão de certificados, agente pagador, conforme o caso; e IX– e todas as demais condições e características, sejam elas principais ou acessórias, das contratações ou emissões.

ARTIGO 19 – Compete ao Diretor Presidente: (i) a representação da Sociedade, ativa e passivamente, em Juízo ou peranteterceiros; (ii) a representação da Companhia perante os órgãos e entidades da Administração Pública, direta ou indireta,federais, estaduais e municipais; (iii) a supervisão e a responsabilidade pelas ações desenvolvidas pela Gerência Jurídica,Gerência de Auditoria e Gerência de Comunicação.

ARTIGO 20 - Compete aos demais Diretores, individuais:(i) ao Diretor Vice-Presidente Comercial, a representação eresponsabilidade pela execução dos serviços pertinentes às áreas comercial e atendimento ao consumidor, inclusivecompras de energia, controle do seguimento dos grandes consumidores, bem como a supervisão do controle de perdas deenergia;(ii) ao Diretor Vice-Presidente Administrativo-financeiro e de Relações com Investidores, a representação e aresponsabilidade pela execução e supervisão dos serviços de movimentação financeira, a execução e organização dosserviços contábeis, elaboração das demonstrações financeiras, a execução e controle dos serviços pertinentes aos setorespatrimonial, suprimentos, informática, de relações com os investidores, bem como as contratações de serviços,financiamentos e aquisições de bens; (iii) ao Diretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos, a representaçãoe a execução e o controle dos serviços pertinentes às áreas de organização, de recursos humanos e segurança do trabalho,compreendendo, inclusive, a seleção, treinamento e contratação de pessoal; (iv) ao Diretor Vice-Presidente dePlanejamento e Controle de Gestão, a representação e a responsabilidade pela elaboração do planejamento estratégico e

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execução e controle de gestão;(v) ao Diretor Vice-Presidente de Distribuição, a representação e a responsabilidade pelosserviços de operação e de manutenção do sistema elétrico e de investimentos em Transmissão, Sub - Transmissão eDistribuição de energia, além da execução e supervisão dos serviços pertinentes às áreas de planejamento técnico e deengenharia;(vi) ao Diretor Vice–Presidente de Projetos Institucionais, a representação e a responsabilidade pelacoordenação de projetos que envolvam Poderes Públicos Federais, Estaduais e Municipais, bem como temas pertinentesaos Agentes Reguladores, inclusive reajustes e revisões tarifárias e supervisão da regulação do mercado de energia elétrica.

PARÁGRAFO ÚNICO - A assinatura de quaisquer atos e contratos pela Companhia será realizada por quaisquer doisDiretores.

ARTIGO 21 - Os instrumentos de mandato nomeando procuradores da Companhia, deverão obedecer as seguintesaspectos:

a) terão prazo máximo de validade de 01 (um) ano e vedarão o substabelecimento, sob pena de nulidade;

b) dependerão de assinatura qualquer Diretor;

c) aqueles que contemplam a cláusula ad judicia serão outorgados sem prazo de validade e vedarão o substabelecimento,sob pena de nulidade.

CAPÍTULO IV - DAS ASSEMBLÉIAS GERAIS

ARTIGO 22 - A Assembléia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses seguintes ao término doexercício social, em dia e hora previamente fixados, para tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votaras demonstrações financeiras; deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição de dividendos;eleger, quando for o caso, membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal.

ARTIGO 23 - Compete, privativamente, à Assembléia Geral de Acionistas deliberar sobre a emissão de debêntures,estabelecendo: I – o valor da emissão ou os critérios de determinação do seu limite, e sua divisão em séries, se for o caso;II – o número e o valor nominal das debêntures; III – as garantias reais ou a garantia flutuante, se houver; IV – as condiçõesde correção monetária, se houver; V – a conversibilidade ou não em ações e as condições a serem observadas naconversão; VI – a época e as condições de vencimento, amortização ou resgate; VII – a época e as condições do pagamentodos juros, da participação nos lucros e do prêmio de reembolso, se houver; e VIII – o modo de subscrição e colocação e otipo das debêntures.

PARÁGRAFO ÚNICO - O Conselho de Administração poderá deliberar sobre a emissão de debêntures simples, nãoconversíveis em ações e sem garantia real, podendo a Assembléia Geral delegar ao conselho de administração a deliberaçãosobre as condições de que tratam os incisos VI a VIII do artigo 59, da Lei nº 6.404/76, e, ainda, sobre a oportunidade daemissão.

ARTIGO 24 - A Assembléia Geral será convocada pelo Presidente do Conselho de Administração sempre que o Conselhode Administração achar conveniente, ou nos temos da lei.

ARTIGO 25 - A mesa que dirigirá os trabalhos da Assembléia Geral será presidida pelo Presidente do Conselho deAdministração, ou seu substituto, e terá um Secretário, escolhido dentre os presentes.

ARTIGO 26 - A transferência de ações poderá ser suspensa pelo prazo de até 15 (quinze) dias antes da realização daAssembléia Geral.

CAPITULO V - DO CONSELHO FISCAL

ARTIGO 27 - A Companhia terá um Conselho Fiscal, de funcionamento não permanente, podendo ser instalado nosexercícios sociais a pedido de acionistas que representem, no mínimo, 10 % (dez por cento) com direito a voto, ou 5%(cinco por cento) das ações sem direito a voto.

PARÁGRAFO PRIMEIRO - O Conselho Fiscal será composto de 3 (três) membros efetivos e mesmo número desuplentes, eleito pela Assembléia Geral, na forma da lei, tendo a competência que lhe é atribuída pelo artigo 163 da Lei nº6.404/76.

PARÁGRAFO SEGUNDO - Um dos membros efetivos e o respectivo suplente poderão ser eleito, em votação emseparado, pelos titulares de ações preferenciais, presente à Assembléia Geral.

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PARÁGRAFO TERCEIRO - No caso de comparecimento de acionistas minoritários que representem, em conjunto, 10%(dez por cento) ou mais das ações com direito a voto, e que exerçam o direito que lhes é conferido por lei, de tambémeleger um membro e respectivo suplente, a composição do Conselho Fiscal será alterada automaticamente, passandoa ser de cinco membros efetivos e cinco suplentes, a fim de ficar assegurado aos demais acionistas com direito a voto aeleição de número de efetivos e suplentes definido no parágrafo 4º do art. 161 da Lei nº 6.404/76.

CAPITULO VI - DO EXERCÍCIO SOCIAL E DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

ARTIGO 28 - O exercício social encerra-se em 31 de dezembro de cada ano e obedecerá, quanto às demonstraçõesfinanceiras, aos preceitos da legislação federal sobre energia elétrica, a legislação sobre as sociedades por ações e aopresente Estatuto.

ARTIGO 29 - Juntamente com o Relatório de Administração e respectivas Demonstrações Financeiras, o Conselho deAdministração submeterá à Assembléia Geral Ordinária propostas da Diretoria sobre a destinação do lucro liquido doexercício, observados os preceitos dos artigos específicos da Lei nº 6.404/76, e as seguintes disposições:

(i) a COELCE poderá conceder aos empregados uma participação sobre os lucros líquidos e/ou resultados do exercício,nos termos da legislação em vigor;

(ii) do lucro do exercício serão feitas as seguintes deduções:

(a) 5% (cinco por cento) para constituição do “Fundo de Reserva Legal” até atingir 20% (vinte por cento) do Capital Socialcorrigido anualmente;

(b) 25 % (vinte e cinco por cento), no mínimo, para pagamento de dividendo aos acionistas, respeitados os percentuaisprevistos neste Estatuto para as ações preferenciais;

(c) quando se justificar serão obrigatoriamente destacadas as parcelas do lucro líquido para a constituição de reservas paracontingências e de lucros a realizar, nos termos dos artigos 195 e 197 da Lei nº 6.404/76;

(d) o lucro remanescente que não for destinado à formação de reservas, nem retido nos termos do art. 196 da Lei nº6.404/76 será distribuído como dividendo, conforme deliberar a Assembléia Geral por proposta do Conselho deAdministração.

ARTIGO 30 - O dividendo obrigatório previsto na lei e neste Estatuto não será distribuído no exercício social em que osórgãos da administração da Companhia informarem à Assembléia Geral, com parecer favorável do Conselho Fiscal, nãoser tal distribuição compatível com a situação financeira da Companhia.

PARÁGRAFO ÚNICO - O dividendo que deixar de ser distribuído nos termos deste artigo será registrado como reservaespecial e, se não absorvido por prejuízos em exercícios subsequentes será distribuído aos acionistas assim que permitir asituação financeira da Companhia.

ARTIGO 31 - Os órgãos da Administração da Companhia, ad referendum da Assembléia Geral, poderão declarardividendos intermediários, sob quaisquer das modalidades facultadas pelo art. 204 da Lei nº 6.404/76, mediantelevantamento de balanço intermediário. Os dividendos intermediários serão deduzidos do montante dos dividendosdevidos ao encerramento de cada exercício social.

PARÁGRAFO ÚNICO - Os órgãos da administração da Companhia poderão pagar ou creditar aos acionistas o valor dosjuros sobre capital próprio, observados os termos e condições previstos no Art. 9º da Lei N° 9.249/95, de 26/12/95, naDeliberação CVM N° 207/96, e demais legislação e regulamentação pertinentes, o qual, nos termos do disposto noParágrafo 7º, do Art. 9º, da Lei nº 9.249/95 e legislação e regulamentação pertinentes, poderá ser imputados ao valor dodividendo obrigatório e do dividendo estatutário das ações preferenciais, integrando tal valor o montante dos dividendosdistribuídos pela Companhia para todos os efeitos legais.

ARTIGO 32 - Os dividendos serão pagos no prazo de 60 (sessenta) dias da data em que forem declarados, salvo disposiçãoem contrário da Assembléia Geral, mas sempre dentro do exercício social.

ARTIGO 33 - Os dividendos não reclamados no prazo de três anos, contados nos termos do art. 287 da Lei das Sociedadespor Ações, reverterão em benefício da Companhia.

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CAPÍTULO VII - DAS DISPOSIÇÕES GERAIS

ARTIGO 34 - Deverão ser observadas as seguintes regras:

(i) subordinam-se à prévia aprovação do Poder Concedente as alterações de cláusulas estatutárias que impliquem natransferência de ações ou mudança do controle acionário da COELCE;

(ii) deverão ser submetidas à prévia aprovação do Poder Concedente as transferências das ações com direito a voto queimpliquem na mudança do controle acionário da COELCE;

(iii) não poderão ser averbadas transferências de propriedade de ações com direito de voto, que impliquem em alienaçãodo bloco de controle, sem que o novo titular firme, junto com o termo de transferência, declaração que se obriga a observare a cumprir todas as cláusulas estabelecidas no CONTRATO DE CONCESSÃO. A declaração será emitida em duas vias,uma das quais para o arquivo na sede da COELCE e outra para encaminhamento ao Poder Concedente;

(iv) será averbado, à margem do registro de ações de titularidade dos acionistas controladores, o seguinte termo: “Estasações não poderão ser oneradas, cedidas ou transferidas, a qualquer título, sem a prévia e expressa concordância do PoderConcedente.”

ARTIGO 35 - O Conselho de Administração exercerá suas atribuições no sentido de zelar pela fiel observância das normaslegais, regulamentares e disposições contratuais pertinentes à prestação dos serviços de energia elétrica, bem como paraque a COELCE realize os investimentos necessários à manutenção e ao aperfeiçoamento destes serviços, visando aoatendimento adequado aos usuários e outros por ventura previstos neste Estatuto.

ARTIGO 36 - Constará do Relatório da Administração capítulo destacado sobre as atividades e investimentos relacionadosà prestação dos serviços de energia elétrica.

20.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS

Atualização do Quadro 1.9 - Jornais, conforme Ofício/CVM/SEP/GEA-1/Nº 276/2004.

267

ANEXO F

Demonstrações Financeiras Padronizadas - DFP

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268

269

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

DFP - DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS Data-Base - 31/12/2003 Legislação Societária

Reapresentação Espontânea

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01486-9 CIA. ENERG. CEARÁ - COELCE 07.047.251/0001-70

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres 60127-900 Fortaleza CE6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex85 216-1350 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail85 216-1401 – – investor@coelce.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoAntônio Osvaldo Alves Teixeira Av. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone60127-900 Fortaleza CE 85 216-1350 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail

85 216-1401 – investor@coelce.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício 1 - Data de Início do Exercício Social 2 - Data de Término do Exercício Social1 - Último 01/01/2003 31/12/20032 - Penúltimo 01/01/2002 31/12/20023 - Antepenúltimo 01/01/2001 31/12/20014 - Nome/Razão Social do Auditor 5 - Código CVM 6 - Nome do Responsável Técnico 7 - CPF do Resp. TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 José Carlos Monteiro 443.201.918-20

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - 31/12/2003 2 - 31/12/2002 3 - 31/12/2001Do Capital Integralizado1 - Ordinárias 96.135.875 96.135.875 96.135.8752 - Preferenciais 59.574.725 59.574.725 59.574.7253 - Total 155.710.600 155.710.600 155.710.600Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 1990200 - Serviços de Eletricidade5 - Atividade Principal 6 - Tipo de ConsolidadoVenda de Energia Elétrica Não Apresentado

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/Ação

01.09 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura29/03/2004

270

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/2001

1 Ativo Total 2.448.007 2.435.979 2.116.949

1.01 Ativo Circulante 581.292 540.686 341.948

1.01.01 Disponibilidades 130.449 65.121 23.982

1.01.02 Créditos 326.623 404.226 291.705

1.01.03 Estoques 1.089 2.234 3.349

1.01.04 Outros 123.131 69.105 22.912

1.01.04.01 Devedores Diversos 13.995 49.874 10.268

1.01.04.02 Impostos diferidos 36.163 0 0

1.01.04.03 Depositos vinculados 45.811 0 0

1.01.04.04 Outros 27.162 19.231 12.644

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 374.000 387.712 291.915

1.02.01 Créditos Diversos 373.244 387.712 291.915

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 756 0 0

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0 0

1.02.02.02 Com Controladas 0 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 756 0 0

1.02.03 Outros 0 0 0

1.03 Ativo Permanente 1.492.715 1.507.581 1.483.086

1.03.01 Investimentos 717 539 551

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 0 0 0

1.03.01.03 Outros Investimentos 717 539 551

1.03.02 Imobilizado 1.490.946 1.505.798 1.470.120

1.03.03 Diferido 1.052 1.244 12.415

271

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)

Código Descrição 31/12/2003 31/12/2002 31/12/20012 Passivo Total 2.448.007 2.435.979 2.116.9492.01 Passivo Circulante 531.292 531.942 641.7822.01.01 Empréstimos e Financiamentos 247.773 235.533 352.7252.01.02 Debêntures 0 0 02.01.03 Fornecedores 96.358 64.023 93.5732.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 61.412 44.286 41.7712.01.04.01 Impostos, Taxas e Contribuições 55.818 39.567 38.8492.01.04.02 Participação dos Empregados 5.594 4.719 2.9222.01.05 Dividendos a Pagar 31.534 71.194 71.0662.01.06 Provisões 20.015 8.625 24.7692.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 26.464 3.237 02.01.08 Outros 47.736 105.044 57.8782.01.08.01 Taxa de Iluminação Pública Arrecadada 5.029 5.893 9.8252.01.08.02 Obrigações com benefícios pós-emprego 13.253 11.495 15.2792.01.08.03 Programa Emergencial - Racionamento 0 52.486 7.7272.01.08.04 Outros 29.454 35.170 25.0472.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 721.544 733.372 271.4752.02.01 Empréstimos e Financiamentos 441.322 485.710 85.8372.02.02 Debêntures 0 0 02.02.03 Provisões 85.611 80.669 46.7692.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0 02.02.05 Outros 194.611 166.993 138.8692.02.05.01 Obrigações Especiais 0 0 02.02.05.02 Fornecedores 58.621 63.187 60.8772.02.05.03 Obrigações com benefício pós-emprego 61.670 63.244 66.3522.02.05.04 IR/CSSL Diferidos 72.939 39.131 11.5832.02.05.05 Outros 1.381 1.431 572.03 Resultados de Exercícios Futuros 57.746 0 02.05 Patrimônio Líquido 1.137.425 1.170.665 1.203.6922.05.01 Capital Social Realizado 433.057 433.057 433.0572.05.02 Reservas de Capital 681.719 719.531 756.7252.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0 02.05.03.01 Ativos Próprios 0 0 02.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0 02.05.04 Reservas de Lucro 22.649 18.077 13.9102.05.04.01 Legal 22.649 18.077 13.9102.05.04.02 Estatutária 0 0 02.05.04.03 Para Contingências 0 0 02.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0 02.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0 02.05.04.06 Especial p/ Dividendos Não Distribuídos 0 0 02.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0 02.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 0 0 0

272

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/01/2003 01/01/2002 01/01/2001

Código Descrição a 31/12/2003 a 31/12/2002 a 31/12/2001

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 1.433.166 1.234.085 1.157.573

3.02 Deduções da Receita Bruta (403.510) (318.144) (258.051)

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 1.029.656 915.941 899.522

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (695.801) (564.588) (617.866)

3.05 Resultado Bruto 333.855 351.353 281.656

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (270.966) (287.322) (197.381)

3.06.01 Com Vendas (16.435) (10.992) (37.578)

3.06.02 Gerais e Administrativas (156.177) (170.031) (60.656)

3.06.03 Financeiras (98.354) (106.299) (99.147)

3.06.03.01 Receitas Financeiras 115.534 86.879 27.688

3.06.03.02 Despesas Financeiras (213.888) (193.178) (126.835)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0

3.07 Resultado Operacional 62.889 64.031 84.275

3.08 Resultado Não Operacional 4 (8.726) (8.896)

3.08.01 Receitas 5.271 1.836 2.107

3.08.02 Despesas (5.267) (10.562) (11.003)

3.09 Resultado Antes Tributação/Participações 62.893 55.305 75.379

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (32.682) (501) (24.499)

3.11 IR Diferido 12.827 (21.214) 220

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias (4.598) (3.948) (2.864)

3.12.01 Participações (4.598) (3.948) (2.864)

3.12.02 Contribuições 0 0 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 53.000 53.700 67.345

3.15 Lucro/Prejuízo do Exercício 91.440 83.342 115.581

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 155.710.600 155.710.600 155.710.600

LUCRO POR AÇÃO 0,00059 0,00054 0,00074

PREJUÍZO POR AÇÃO

273

04.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS ORIGENS E APLICAÇÕES DE RECURSOS(ReaisMil)

01/01/2003 01/01/2002 01/01/2001Código Descrição a 31/12/2003 a 31/12/2002 a 31/12/20014.01 Origens 415.001 718.091 218.7584.01.01 Das Operações 216.653 201.030 148.7124.01.01.01 Lucro/Prejuízo do Exercício 91.440 83.342 115.5814.01.01.02 Vls. que não repr. mov. Cap. Circulante 125.213 117.688 33.1314.01.02 Dos Acionistas 0 0 04.01.03 De Terceiros 198.348 517.061 70.0464.02 Aplicações 373.745 409.513 456.0904.03 Acréscimo/Decréscimo no Cap. Circulante 41.256 308.578 (237.332)4.04 Variação do Ativo Circulante 40.606 198.738 96.5024.04.01 Ativo Circulante no Início do Exercício 540.686 341.948 245.4464.04.02 Ativo Circulante no Final do Exercício 581.292 540.686 341.9484.05 Variação do Passivo Circulante (650) (109.840) 333.8344.05.01 Passivo Circulante no Início Exercício 531.942 641.782 307.9484.05.02 Passivo Circulante no Final do Exercício 531.292 531.942 641.782

05.01 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2003 A 31/12/2003 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 433.057 719.531 0 18.077 0 1.170.6655.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 91.440 91.4405.07 Destinações 0 0 0 4.572 (38.440) (33.868)5.08 Outros 0 (37.812) 0 0 (53.000) (90.812)5.09 Saldo Final 433.057 681.719 0 22.649 0 1.137.425

05.02 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2002 A 31/12/2002 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 433.057 756.725 0 13.910 0 1.203.6925.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 0 05.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 83.342 83.3425.07 Destinações 0 0 0 4.167 (29.642) (25.475)5.08 Outros 0 (37.194) 0 0 (53.700) (90.894)5.09 Saldo Final 433.057 719.531 0 18.077 0 1.170.665

274

05.03 - DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO DE 01/01/2001 A 31/12/2001 (Reais Mil)

Lucros/ Total Capital Reservas Reservas de Reservas Prejuízos Patrimônio

Código Descrição Social de Capital Reavaliação de Lucro Acumulados Líquido5.01 Saldo Inicial 433.057 782.552 0 8.668 0 1.224.2775.02 Ajustes de Exercícios Anteriores 0 0 0 0 (10.750) (10.750)5.03 Aumento/Redução do Capital Social 0 0 0 0 0 05.04 Realização de Reservas 0 0 0 0 0 05.05 Ações em Tesouraria 0 0 0 0 0 05.06 Lucro/Prejuízo do Exercício 0 0 0 0 115.581 115.5815.07 Destinações 0 0 0 5.242 (37.486) (32.244)5.07.01 Reserva Legal 0 0 0 5.242 (5.242) 05.07.02 Dividendos Propostos 0 0 0 0 (32.244) (32.244)5.08 Outros 0 (25.827) 0 0 (67.345) (93.172)5.08.01 Reservas de Capital 0 (25.827) 0 0 0 (25.827)5.08.02 Juros s/ Capital Próprio 0 0 0 0 (67.345) (67.345)5.09 Saldo Final 433.057 756.725 0 13.910 0 1.203.692

09.01 - PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES - SEM RESSALVA

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Ao Conselho de Administração e Acionistas daCompanhia Energética do Ceará – COELCEFortaleza – Ceará

1. Examinamos os balanços patrimoniais da COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ – COELCE, levantados em 31 dedezembro de 2003 e de 2002 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e das origens eaplicações de recursos correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de suaAdministração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas brasileiras de auditoria e compreenderam: (a) o planejamento dostrabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume das transações e os sistemas contábil e de controles internos daCompanhia; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informaçõescontábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pelaAdministração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 representam adequadamente, em todos os aspectosrelevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Energética do Ceará – COELCE em 31 de dezembro de 2003 ede 2002, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido e as origens e aplicações de seus recursoscorrespondentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4. Conforme detalhado na Nota Explicativa n° 5b às demonstrações financeiras, em 31 de dezembro de 2003, a Companhiatem registrado, no ativo, valores a receber no montante de R$29.057 (R$113.380 mil em 31 de dezembro de 2002),relativos a transações de venda de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, combase em cálculos preparados e divulgados pelo MAE e/ou em estimativa preparada pela Administração quando da falta dedisponibilização dessas informações. Desse montante, R$16.359 mil referem-se à venda de energia a concessionárias oupermissionárias que detêm liminares para suspensão de pagamento das operações. A liquidação financeira desses valoresdepende de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por empresas do setor e relativos à interpretação dasregras do mercado em vigor, e os valores podem estar sujeitos a modificação. Adicionalmente, a liquidação definitivadepende, ainda, da capacidade financeira das empresas do setor em honrar seus compromissos.

Rio de Janeiro, 17 de janeiro de 2004

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos Monteiro Auditores Independentes Contador CRC-SP 11.609/O-S-RJ CRC-1-SP-100597/O-2-S-CE

275

10.01 - RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO

1. Carta do Presidente do Conselho de Administração

Senhores(as) acionistas,

Submetemos à apreciação de V.sas. o Relatório Anual da Administração relativo ao exercício social de 2003, com oregistro dos principais administrativos e operacionais fatos ocorridos na Companhia no referido ano, bem como ascorrespondentes Demonstrações Financeiras.

Em 2003, ano em que o setor energético continuou processo de reorientação institucional e regulatória, trazendoexpectativas de que o novo modelo institucional resulte no aprimoramento do funcionamento do setor, a COELCEregistrou crescimento quantitativo e qualitativo. Incorporamos 100 mil novos usuários, expandindo nossa base de clientespara 2.108.582 unidades consumidoras e consolidando a presença da empresa em todos os 184 municípios do Estado, numaárea de concessão de 148.825 Km2.

Foram realizados investimentos, no total de R$ 148 milhões, na expansão e melhoria da infra-estrutura da Companhia, comdestaque para a implantação de 3.127 Km de rede de distribuição e a construção de 02 novas subestações, que expandiramem mais de 50 Mw a capacidade instalada do sistema.

Estes investimentos deram suporte à expansão de 6% no consumo de energia elétrica no mercado cearense, superior àmédia nacional de 3,7%, demonstrando a vitalidade da economia do Estado. Contribuíram também para a melhoria naqualidade dos serviços prestados, comprovados pela contínua queda dos índices de Duração e Freqüência das Interrupções,em 21% e 10% respectivamente.

Do ponto de vista qualitativo, evoluímos no relacionamento com o cliente, no aperfeiçoamento da equipe, na melhoria daqualidade dos serviços prestados à comunidade e, também, nos aspectos relacionados à segurança do trabalho.

Foram investidos R$ 25 milhões em projetos voltados para a normalização de clientes e R$ 36 milhões para a melhoria doatendimento. As agências foram padronizadas e novos produtos foram desenvolvidos, a exemplo do Coelce 3+1, queoferece diversas coberturas especiais de seguro aos clientes residenciais e conquistou a adesão de mais de 140 mil usuários;do Coelce Plus, que compreende 14 serviços para grandes clientes, nas áreas de eficiência energética, manutenção,instalação e seguro; e do Coelce nos Bairros, postos de atendimento em veículos itinerantes, que se deslocam diariamentepela periferia de Fortaleza, com o objetivo de facilitar a solução de pendências por parte da clientela das áreas carentes.

A empresa também investiu na qualificação de seus colaboradores e na adoção de medidas preventivas contra acidentes,obtendo redução dos Índices de Freqüência e de Gravidade de Acidentes do Trabalho e a ausência de acidentes fatais no ano.Houve reflexos positivos na produtividade do trabalho, comprovado pela elevação em 14,5% no índice de vendas líquidaspor empregado. Além disso, evoluímos na integração da equipe e na elevação da auto-estima dos colaboradores, avaliadaem pesquisa de clima organizacional com positividade de 75% para o índice de satisfação geral, 11 pontos percentuais acimado apurado no ano anterior e um dos maiores entre todas as empresas do grupo Endesa na América Latina.

Estreitando ainda mais os laços de parceria e solidariedade com a sociedade cearense, a Coelce investiu R$ 5,3 milhõesem diversos projetos voltados para a inclusão social de comunidades carentes, desenvolvimento da cidadania e preservaçãodo meio ambiente. Na área cultural, foram apoiados diversos projetos, destacando-se o Festival Vida&Arte, o Festival deJazz & Blues, a exposição Cine Ceará, a coleção Clássicos de Literatura Cearense, além de outros eventos de artesanato,festas tradicionais, fotografia e artes cênicas.

Pela sua atuação, a empresa mereceu importantes reconhecimentos da sociedade, como o Prêmio Nacional ABRADEE demelhor gestão financeira entre as empresas brasileiras distribuidoras de energia elétrica e o Prêmio Delmiro Gouveia, quedestacou a Coelce como a maior empresa do Ceará e concedeu-lhe premiação pela qualidade e transparência dasdemonstrações financeiras apresentadas.

Em 2003, ocorreu a primeira revisão tarifária, prevista no contrato de concessão, e que fortaleceu o equilíbrio econômico-financeirada empresa. Promovemos reestruturação do endividamento da Companhia, com a contratação de operações de menor custo final,e prosseguimos adotando política conservadora de gestão do caixa e proteção da dívida contra variações cambiais.

O trabalho desenvolvido em 2003 se refletiu em um lucro de R$ 91,4 milhões, superior em R$ 8 milhões ao obtido em2002 (R$ 83,3 milhões). Entretanto, a rentabilidade do ativo foi de 3,72%, pouco superior aos 3,32% observados no anoanterior, reforçando a necessidade de obtenção de melhores níveis de remuneração dos capitais empregados.

276

Diante dos resultados significativos, temos motivos para orgulho pela evolução da Companhia e para encerrar o ano comotimismo e esperança de fazer ainda melhor em 2004.

Finalmente, agradeço a todos executivos, colaboradores, clientes, fornecedores e demais parceiros que tornaram nossosavanços possíveis e se empenham, ano após ano, em fazer da Coelce a maior empresa do Ceará.Saudações,

Marcelo Andrés Llévenes RebolledoPresidente do Conselho de Administração da Coelce

2. Perfil da Empresa

A Coelce é a Concessionária de Distribuição de Energia Elétrica que atua no Estado do Ceará, abrangendo um territóriode 146.817 km2 em 184 municípios. É uma sociedade anônima de capital aberto, concessionária de Serviço Público deEnergia Elétrica, regulamentada pela Lei das Sociedades Anônimas e com suas atividades fiscalizadas e regulamentadaspela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e pela Comissão de Valores Mobiliários. A companhia foi privatizadaem 1998, e atualmente é controlada pela ENDESA, de origem espanhola (através da holding chilena ENERSIS).

3. Composição Acionária

O Capital Social da Companhia, em 31 de dezembro de 2003, era de R$ 433.057.722,64 (quatrocentos e trinta e trêsmilhões, cinqüenta e sete mil, setecentos e vinte e dois reais e sessenta e quatro centavos) formado por 155.710.600.088ações nominativas sem valor nominal, distribuídas nas seguintes classes: Ações Preferenciais “Classe A” – 56.237.203.379,Ações Preferenciais “Classe B” – 3.337.522.006 e Ações Ordinárias - 96.135.874.703.

O Valor Patrimonial das Ações, em 31.12.03, é R$ 7,30 por lote de mil ações que corresponde a um Patrimônio Líquidode R$ 1.137.428 mil divididos pelo número de ações da Companhia. Em dezembro/2003 o total de acionistas era de 4.411.

Principais Acionistas em 31.12.2003:

4. Mercado de Energia Elétrica

O mercado de vendas de energia da COELCE em 2003 atingiu 5.904,6 GWh, representando um crescimento de 6,1%quando comparado com o verificado no ano de 2002, onde registramos 5.565,7 GWh vendidos. O alto crescimentoverificado pela classe rural é conseqüência da reclassificação de consumidores residenciais para rural conforme ResoluçãoANEEL nº 456/2000, bem como o bom desempenho da sub-classe irrigação.

277

Em dezembro de 2003, o número de clientes atendidos na área de concessão da COELCE atingiu 2.108.582, com oseguinte perfil:

O ano de 2003 foi de intensa atividade para melhorar o controle de perdas comerciais, com a adoção de medidas para combaterligações clandestinas de energia, monitorar a rede para detecção de pontos de perda, e para conscientização da comunidade sobreriscos e conseqüências da ligação irregular de energia, através da campanha “Se tem gato na rede, solte os cachorros”.

Estes esforços contribuíram para limitar o índice de perdas de energia, que ainda assim registrou elevação em relação aoano anterior, mas manteve-se em patamar abaixo da média observada em mercados similares.

Com relação ao controle da inadimplência, foram reforçadas as ações de recuperação e cobrança, que resultaram naredução da relação dívida de clientes sobre dias de faturamento (correspondente a 64,8 dias de faturamento em dezembrode 2003, inferior aos 79,1 dias equivalentes registrados em 2002), indicando um nível de cobrabilidade de 99,7%, superiorem 1,3 ponto percentual ao verificado em 2002.

5. Infra-Estrutura e Investimentos

O sistema elétrico da COELCE, em dezembro de 2003, compreendia uma infra-estrutura de 79.067 km de redes dedistribuição, 3.653 km de linhas de transmissão e 88 subestações.

Em 2003, entraram em operação mais 2 subestações em áreas que apresentam grandes perspectivas de crescimento dedemanda, reforçando a qualidade do serviço e a confiabilidade do sistema, Com relação à ampliação do sistema elétricoverificamos, em 2003, o acréscimo de 2.961 km de rede de média tensão, 166 km de linhas de transmissão, além de outrasreformas e melhorias.

Sistema Elétrico Und 1999 2000 2001 2002 2003 Variação (%)2003/2002

Distribuição km 55.842 62.651 68.720 76.106 79.067 3,89%Transmissão km 2.688 2.810 3.042 3.487 3.653 4,76%Subestações Unid 75 76 79 86 88 2,33%

Capacidade Instalada MVA 1.431 1.598 1.774 1.833 1.886 2,89%

278

Os investimentos totais da COELCE, no ano de 2003, em projetos de reforço e ampliação do sistema elétrico foram deMR$ 147.815. Desde 1999, a COELCE já investiu mais de R$ 820 milhões para melhoria e crescimento dos seus serviços.

6. Qualidade dos Serviços

Com o objetivo de prestar o melhor serviço aos seus clientes a COELCE, em 2003, desempenhou inúmeras atividades deprevenção e manutenção em seu sistema elétrico, dentre elas destacamos:

- Retiradas de 59.725 anomalias em redes de Alta Tensão e Média Tensão;

- Balanceamento em 1.391 Centros de Distribuição;

- Substituição de 493 transformadores com sobrecarga;

- Inspeção Termográfica em 10.000 Km de redes de distribuição;

- Limpeza de 4.950 estruturas de Alta e Média Tensão;

- Inspeção em 130.000 Km de redes de distribuição;

- Execução de 8.424 medições, além de manutenção em 5.073 Centros de Distribuição;

Em 2003 foi desenvolvido projeto de controle e gerenciamento automatizado de Subestações, que visa proporcionaracompanhamento individual da qualidade de energia a cada unidade consumidora. Atualmente contamos com 64subestações automatizadas.

Como resultado, houve melhora significativa nos indicadores de qualidade e confiabilidade dos serviços, conformedemonstram os gráficos abaixo:

44

69 7696

120149

224

183147

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Evolução Investimentos - 1995 a 2003 - Em R$ milhões

279

7. Recursos Humanos

A COELCE conta com um corpo de colaboradores profissionalizado, que tem obtido resultados em nível de produtividadeinternacional. A força de trabalho da COELCE em 31/12/2003 era composta de 1.375 trabalhadores.

Dentro da sua política de aperfeiçoamento e qualificação do quadro de funcionários, a COELCE investiu mil emtreinamento e desenvolvimento de pessoal, alcançando um total de 138 mil horas-homem de treinamento, elevando a taxade capacitação de 1,32, em 2002, para 4,35 em 2003 (horas de capacitação / HH).

Em 2003, como resultado do Plano de Ação 2003 coordenado pela Área de Segurança, envolvendo todas as demais Áreasda Empresa (sobretudo as áreas operativas), foram obtidos os índices de Freqüência e Gravidade de 4,94 (16,3% abaixo dameta que era de 5,90) e 94 (85,8% abaixo da meta que era de 660), respectivamente. A motivação e conscientização dopessoal próprio e terceirizado, a revisão dos procedimentos de execução e o incremento das inspeções em foram elementosfundamentais para a obtenção dos índices mencionados.

8. Atuação Social

A COELCE, em 2003, buscou reafirmar seu compromisso com o desenvolvimento sócio-cultural do Ceará. Foraminvestidos cerca de R$ 5,3 milhões em projetos sócio-culturais com recursos próprios e através da Lei Estadual deIncentivo à Cultura - Lei Jereissati, Lei Rouanet, do Fundo Estadual da Cultura (FEC) e do Fundo Municipal da Criança edo Adolescente. O Programa de Incentivo à Cultura reforçou a atuação da Companhia como parceira dos promotoresculturais e incentivadora de manifestações artísticas nas mais diferentes áreas: teatro, dança, música, cinema, artesanato,esportes, festas tradicionais e fotografia, entre outras.

Em 2003 foram aplicados R$ 1.200 mil em programas ambientais, dentre os quais destacamos o “Manejo Sustentável daVegetação de Mata Atlântica sob Linhas de Transmissão de Energia Elétrica” que tem como proposta aperfeiçoar oprocesso de uso das áreas sob linhas de transmissão de energia elétrica e o projeto “Desenvolvimento e aplicação demetodologias voltadas à amenização da ação eólica sedimentar junto à rede elétrica na zona costeira do Estado do Ceará”.

9. Atuação Financeira

No ano de 2003, a COELCE manteve política conservadora de gestão financeira, preservando liquidez para (i) fazer facea necessidades imprevistas de caixa, dado o ambiente de incertezas gerado pela indefinição do novo marco regulatório dosetor elétrico, (ii) permitir tranqüilidade quanto à busca de alternativas atraentes de financiamento e (iii) para contrapartidade investimentos operacionais. O fluxo de caixa da Companhia está demonstrado em anexo.

Com relação ao nível de endividamento, houve uma redução de R$ 32 milhões no volume de endividamento da empresaao longo de 2003, variando de R$ 774 milhões para R$ 742 milhões, em dezembro de 2002 e 2003, respectivamente. ACOELCE adota política ativa de proteção financeira em relação ao montante da dívida contratada em moeda estrangeira,realizando operações de derivativos (swap) com a finalidade de mitigar o risco de eventuais oscilações no mercado decâmbio. Assim, apenas 2,5% da dívida se mantém indexada a variação cambial, pelo fato de seus vencimentos ocorrerematé 2024, não existindo, portanto, opção econômica para sua proteção.

280

Ao longo de 2003, foram realizadas novas operações com estruturas inovadoras, de risco reduzido, que garantiram baixocusto final, num total de R$ 35 milhões, realizadas com Itaú-BBA (R$ 10 milhões) e Banco do Brasil (R$ 25 milhões).Destacam-se também: o pagamento do empréstimo com BankBoston (R$ 15 milhões); ingresso de subsídios pelareclassificação de consumidores para tarifas de Baixa Renda (R$ 37 milhões); manutenção de limites com bancos parceirosem operações de curto prazo, com redução das taxas praticadas e ampliação do prazo médio de pagamento.

Além da estrita observância às normas contábeis nacionais, a COELCE, como integrante da holding ENERSIS, a qual temtítulos negociados na Bolsa de Valores de Nova York, iniciou a partir de Julho de 2003 um projeto para emitir relatórios públicoscomparativos conforme recomendações da Lei Sarbanes Oxley, instituída para reforçar o nível de governança corporativa deempresas abertas no mercado americano. O projeto deverá estar totalmente implementado em 2004. De forma análoga, sendoo grupo controlador ENDESA listado em bolsas européias, em 2004 a COELCE deverá emitir também relatórios comparativosem conformidade com as Normas Internacionais de Contabilidade (NIC) e normas contábeis espanholas.

10. Relações com Acionistas e Mercado

A COELCE mantém equipe específica de relações com investidores, a qual vem aperfeiçoando sua atuação visando prestarinformações sobre as finanças, operações, mercado e o dia a dia da Empresa a seus acionistas e ao mercado. Além dofornecimento de informações através da Internet e divulgação de atos societários, em 2003, foram realizadas reuniões comanalistas de mercado e bancos, em Fortaleza e São Paulo, e realizadas diversas conferências telefônicas e consultas portelefone e internet com acionistas, analistas de mercado e investidores potenciais, bem como entrevistas e informaçõesdisponibilizadas para a imprensa especializada. O Departamento de Relações com Investidores está disponível através doe-mail investor@coelce.com.br e do telefone (85) 216-1350.

11. Indicadores Empresariais

PPeerrffiill ddaa DDíívviiddaa FFiinnaanncceeiirraa 3311..1122..22000033

RReellaaççããoo DDíívviiddaa//PPLL::com Ativo Regulatório: 64,3%sem Ativo Regulatório: 49,5%

568

206

487

255

0

10 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

7 0 0

8 0 0

9 0 0

2 0 0 2 2 0 0 3

L. Pra zo C. Prazo

774742

2,5%

97,5%

Em R $ Em U S D

281

12. Auditoria Independente - Instrução CVM nº 381

A CVM, por meio da Instrução CVM nº 381 de 14 de janeiro de 2003, dispôs sobre a necessidade de divulgação, pelasEntidades Auditadas, de informações sobre a prestação, pelo auditor independente, de outros serviços que não sejam deauditoria externa. Nos termos dessa Instrução CVM, destacamos que não foram contratados/prestados, em 2003, pelaDeloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes à Companhia Energética do Ceará, serviços não relacionados àauditoria externa.

13. Reconhecimento Público

A atuação operacional e econômico-financeira da COELCE, seus investimentos no Estado e suas ações contínuas depromoção do desenvolvimento da sociedade cearense têm tido aprovação da comunidade, e reconhecida através daconcessão à Empresa de diversos prêmios e menções honrosas, com destaque em 2003 para:

• Prêmio Nacional ABRADEE como Melhor Gestão Econômico-Financeira do Brasil, dentre as empresas distribuidorasde energia elétrica;

• Prêmio Delmiro Gouveia de Maior Empresa do Estado do Ceará, de acordo com critérios de representatividadeeconômica e social, com reconhecimento adicional pela transparência das informações contábeis;

• Troféu ACERT, como Anunciante do Ano no Estado do Ceará.

14. Informação Adicional

Como informação adicional anexamos os seguintes demonstrativos, referentes aos exercícios de 2002 e 2003:

• Fluxo de Caixa; • Valor Adicionado;• Balanço Social.

15. Agradecimentos

Registramos nossos agradecimentos aos acionistas pelo apoio oferecido e pela confiança depositada na Administração daCompanhia, aos membros do Conselho de Administração e Conselho Fiscal, pelo apoio prestado ao encaminhamento dosassuntos de elevado interesse da Companhia, aos colaboradores por seu empenho e dedicação nas operações e gestão daEmpresa, aos parceiros operacionais e financeiros, pelo apoio e colaboração no suporte às atividades da Companhia, e aosclientes e comunidade, pela credibilidade e reconhecimento manifestados à atuação da COELCE neste ano.

A Administração.

282

283

284

3.265 3,34% 0,32% 2.825 3,11% 0,31% 19.334 19,77% 1,88% 17.986 19,83% 1,96% 7.013 7,17% 0,68% 6.448 7,11% 0,70% 4.091 4,18% 0,40% 3.692 4,07% 0,40% 84 0,09% 0,01% 67 0,07% 0,01% 941 0,96% 0,09% 470 0,52% 0,05% 619 0,63% 0,06% 637 0,70% 0,07% 5.594 5,72% 0,54% 4.719 5,20% 0,52% 5.482 5,61% 0,53% 3.465 3,82% 0,38% 503 0,51% 0,05% 356 0,39% 0,04% 487 0,50% 0,05% 1.183 1,30% 0,13% 47.413 48,48% 4,60% 41.848 46,14% 4,57%

R$ mil LO RL R$ mil LO RL 50 0,08% 0,00% 56 0,09% 0,01% 50 0,08% 0,00% 56 0,09% 0,01% 5.454 8,67% 0,53% 4.467 6,98% 0,49%

Artesanato e Folclore 15 0,02% 0,00% 1 0,00% 0,00%Artes Plásticas 10 0,02% 0,00% - 0,00% 0,00%Cinema 20 0,03% 0,00% - 0,00% 0,00%Dança 3 0,00% 0,00% 3 0,00% 0,00%Eventos Institucionais 230 0,37% 0,02% 166 0,26% 0,02%Música 20 0,03% 0,00% - 0,00% 0,00%Teatro 40 0,06% 0,00% 1 0,00% 0,00%Fundo Estadual da Cultura 2.363 3,76% 0,23% 2.516 3,93% 0,27%Fundo Municipal para a Criança e o Adolescente 30 0,05% 0,00% - 0,00% 0,00%Lei Estadual de Incentivo à Cultura 2.473 3,93% 0,24% 1.780 2,78% 0,19%Lei Rouanet 250 0,40% 0,02% - 0,00% 0,00%

177 0,28% 0,02% 149 0,23% 0,02%PROURB 177 0,28% 0,02% 149 0,23% 0,02%

Esporte e Lazer 5 0,01% 0,00% - 0,00% 0,00%7.350 11,69% 0,71% 48.981 76,50% 5,35%

Programa Luz em Casa 228 0,36% 0,02% 1.303 2,03% 0,14%Programa Luz no Campo 1.455 2,31% 0,14% 43.114 67,33% 4,71%Programa 1,5% e 2% 4.731 7,52% 0,46% 3.838 5,99% 0,42%

24.453 38,88% 2,37% 20.017 31,26% 2,19% 37.489 59,61% 3,64% 73.670 115,06% 8,04%

344.517 547,82% 33,46% 275.765 430,68% 30,11% 382.006 607,43% 37,10% 349.435 545,74% 38,15%

R$ mil LO RL R$ mil LO RL138 0,22% 0,01% 127 0,20% 0,01%

Programa Coelce nas Escolas 138 0,22% 0,01% 127 0,20% 0,01%5.167 8,22% 0,50% 2.858 4,46% 0,31%

Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial 1.690 2,69% 0,16% 1.344 2,10% 0,15%Plano de Gerenciamento de Resíduos 38 0,06% 0,00% 0 0,00% 0,00%Desenv.Impl. Sist. Análise de Previsão de Mercado 138 0,22% 0,01% 85 0,13% 0,01%Detecção de Falhas Hastes Concreto Armado 193 0,31% 0,02% 0 0,00% 0,00%Efeito de Implantação de Linhas de Transmissão em Regiões Povoadas 48 0,08% 0,00% 0 0,00% 0,00%Monitoramento e Diagnóstico de Tranformador Imerso em Óleo 128 0,20% 0,01% 0 0,00% 0,00%Sistema de Controle Remoto de Corte/Religação 63 0,10% 0,01% 239 0,37% 0,03%Motor de Indução Trifásico Assimétrico com Alimentação Monofásica 91 0,15% 0,01% 135 0,21% 0,01%Desenv. Sist. Automático Esp. p/ Treinamento Operacional 79 0,13% 0,01% 222 0,35% 0,02%Desenv. Sist.p/ Diagnóstico de Redes Petri 80 0,13% 0,01% 184 0,29% 0,02%Estudo do Processo de Envelhec. de Isoladores 110 0,17% 0,01% 132 0,21% 0,01%Suprimento de Energia p/ Iluminação Pública 209 0,33% 0,02% 74 0,12% 0,01%Projeto de Amenização da Ação Eólica Sedimentar sobre Dunas 210 0,33% 0,02% 0 0,00% 0,00%Projeto Mata Atläntica 303 0,48% 0,03% 273 0,43% 0,03%Programas de Eficientização Energética 2.541 4,04% 0,25% 788 1,23% 0,09%Projeto de Eficiência Energética Jaguaribe-Apodi 770 1,22% 0,07% 0 0,00% 0,00%Eficientização Iluminação do Campus do PICI - UFC 167 0,27% 0,02% 0 0,00% 0,00%Eficientização de Projetos de Iluminação Pública 1598 2,54% 0,16% 381 0,60% 0,04%Vendas de Eletrodomésticos Eficientes 6 0,01% 0,00% 407 0,64% 0,04%Rede compacta ou linha verde 936 1,49% 0,09% 726 1,13% 0,08%

5.306 8,44% 0,52% 2.985 4,66% 0,33%

Programa "Coelce nas escolas"

(Valores expressos em milhares de reais)

915.941 Receita Líquida (RL)

R$ mil

1.029.656

2002R$ mil

1- Base de Cálculo

Demonstração do Balanço Social - 2003

2003

64.030 90.705

62.889 Lucro Operacional (LO)Folha de Pagamento Bruta (FPB) 97.795

Outros

Incentivo à aposentadoria e demissão voluntária

Capacitação e desenvolvimento profissional

Cultura

Saúde e Saneamento - Apoio social aos municípios

Programas Sociais

Total de contribuições para a sociedade

Relacionamento com a operação da empresa

Tributos – excluídos encargos sociaisTotal

4 - Indicadores AmbientaisEducação Ambiental

R$ mil

Alimentação

Segurança no trabalho

Entidade de previdência privadaSaúde

2 - Indicadores sociais internos

Encargos sociais compulsórios

% sobre RLR$ mil FPB

Auxílio crecheParticipação nos resultados

Total3 - Indicadores Sociais Externos

Educação

Benefícios para Consumidores de Baixa Renda

Total

% sobre RLFPB

Vale-transporte

% sobre % sobre

285

Composição do Conselho de Administração e Conselho Fiscal, em 31/12/2003:

COMPOSIÇÃO DA DIRETORIA

CRISTIÁN EDUARDO FIERRO MONTESDiretor–Presidente

ABEL PEREZ CLAROSDiretor Vice-Presidente de Controle de Gestão e Planejamento Estratégico

ANTÔNIO OSVALDO ALVES TEIXEIRADiretor Vice-Presidente Administrativo-Financeiro e de Relações com Investidores

JOSÉ NUNES DE ALMEIDA NETODiretor Vice-Presidente de Projetos Institucionais

JOSÉ RENATO FERREIRA BARRETODiretor Vice-Presidente de Organização e Recursos Humanos

JOSÉ TÁVORA BATISTADiretor Vice-Presidente de Distribuição

LUCIANO ALBERTO GALASSO SAMARIADiretor Vice-Presidente Comercial

ContadorMaria Joselma M. de H. Furtado

C.R.C. CE 013489/0-0

PARECER DO CONSELHO FISCAL

O Conselho Fiscal da COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ – COELCE, no uso de suas atribuições legais, examinouo Relatório Anual da Administração as Demonstrações Financeiras referentes ao exercício social encerrado em 31 dedezembro de 2003.

Com base nos documentos examinados, nas análises levadas a efeito e nos esclarecimentos apresentados por representantesda Companhia, e tendo em conta o parecer, sem ressalvas, datado de 17 de janeiro de 2004, emitido pelos auditoresexternos, Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes, e respectivos esclarecimentos prestados por seusrepresentantes, este Conselho Fiscal, por unanimidade de seus membros, opina favoravelmente aos referidos documentosque estão em condições de serem examinados e votados pela Assembléia Geral Ordinária de Acionistas.

Nada mais havendo a tratar, foi aprovada a lavratura desta Ata, a qual será transmitida à Administração da COELCE, porvia eletrônica e por fax e os originais, após assinados pelos membros do Conselho Fiscal, encaminhados à Companhia. 26de março de 2004.

Robson Garcia

José Aldro Luiz de Oliveira

Egon Handel

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CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

No dia 24 de março de 2004, reuniu-se o Conselho de Administração da Companhia Energética do Ceará – COELCE, paraexaminar as Demonstrações Contábeis, referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003. Examinadasas referidas Demonstrações Contábeis e de acordo com as informações que lhes foram apresentadas pelos AuditoresIndependentes e pela Gerência Contábil da Companhia, decidiu o Conselho de Administração exarar o seguinte parecer:

PARECER

Os membros do Conselho de Administração da Companhia Energética do Ceará – COELCE, abaixo assinados, procederamao exame das Demonstrações Contábeis, referentes ao exercício social encerrado em 31.12.2003 e, com base no parecerdos Auditores Independentes, Deloitte Touche Tohmatsu, que declaram que as Demonstrações Contábeis representamadequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Energética do Ceará –COELCE, em 31.12.2003, recomendam, aos Acionistas, a aprovação das referidas Demonstrações Contábeis, as quaisobedecem aos dispositivos legais e regulamentares e estão em condições de serem apreciadas pela Assembléia GeralOrdinária.

Fortaleza, 24 de março de 2004

Marcelo Andrés Llévenes RebolledoPresidente da Mesa e do Conselho

Manuel Ricardo Soto Retamal Luciano Alberto Galasso Samaria

Jorge Parente Frota Junior Fernando Antônio de Moura Avelino

Antônio Cleber Uchoa Cunha Luis Gastão Bittencourt da Silva

José Alves de Mello Franco Manuel Fernando das Neves Bento

Cristóbal Sánchez Romero Fernando Nadal Moya

11.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ – COELCE

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASEM 31 DE DEZEMBRO DE 2003 E DE 2002(Em milhares, exceto quando de outra forma mencionado)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

A Companhia Energética do Ceará - COELCE é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária do serviçopúblico de energia elétrica, com suas atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL,vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A Companhia tem como área de concessão todo o Estado do Ceará,atendendo a aproximadamente 2.108 mil consumidores (2.009 mil em 2002) e um quadro de aproximadamente 1.375empregados (1.401 em 2002) – dados não auditados. A concessão do serviço público de distribuição de energia elétricase deu por meio do Contrato de Concessão de Distribuição nº 01/1998, de 13 de maio de 1998, da ANEEL, comvencimento para 12 de maio de 2028.

Em 2 de abril de 1998, em leilão efetuado junto à Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, a Distriluz Energia Elétrica S.A.adquiriu 82,69% do capital votante da Companhia, equivalente a 51,05% do total das ações. Em 27 de setembro de1999, a COELCE incorporou a sua controladora, passando a ser controlada pela Investluz S.A.

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2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

As demonstrações financeiras estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,disposições da Lei das Sociedades por Ações, conjugadas com a legislação específica emanada da Agência Nacionalde Energia Elétrica – ANEEL e as instruções da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

Por meio da Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, foi instituído o Manual de Contabilidade do ServiçoPúblico de Energia Elétrica, cujas normas inseridas pelo Plano de Contas, pelas Instruções Contábeis e pelo Roteirode Divulgação de Informações Econômicas e Financeiras estão sendo aplicadas compulsoriamente pelasconcessionárias e permissionárias desde 1º de janeiro de 2002.

Em atendimento às instruções contidas nos Ofícios Circulares SFF/ANEEL nº 2198/2003 e CVM/SNC/SEP nº01/2004, algumas informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares.Foram promovidas alterações na classificação de algumas rubricas do balanço patrimonial e das demonstrações doresultado e da origem e aplicação de recursos relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2002, a fim depermitir melhor comparabilidade das informações.

3. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

(a) Aplicações financeiras - São registradas ao custo acrescido dos rendimentos auferidos até a data do balanço, nãoexcedendo o valor de mercado;

(b) Consumidores, concessionários e permissionários - Referem-se a créditos de fornecimento de energia faturada,não faturada e energia comercializada no âmbito do Mercado Atacadista de Energia - MAE até a data do balanço,contabilizados pelo regime de competência. De acordo com o estabelecido pela Resolução nº 72 da ANEEL, de 7de fevereiro de 2002, foi registrado nessa conta o valor referente à recomposição tarifária extraordinária definidapela Medida Provisória nº 14 (posteriormente transformada na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002) e pelaResolução nº 91, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, ambas de 21 de dezembro de 2001;

(c) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - Calculada em valor julgado pela Administração da Companhiacomo suficiente para atender às perdas prováveis na realização dos créditos, conforme Instrução 6.3.2 do Manualde Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica;

(d) Estoques - Os materiais em estoques, de operação e manutenção, classificados no ativo circulante, e aquelesdestinados a projetos, contabilizados no imobilizado, estão avaliados ao custo médio de aquisição, ajustados porprovisão para perda por obsolescência, quando aplicável;

(e) Despesas pagas antecipadamente - São compostas por valores efetivamente desembolsados e ainda não incorridose incluem a Conta de Compensação da Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA e respectivos encargosque serão apropriados ao resultado à medida que a receita correspondente for faturada aos consumidores,conforme procedimento previsto na Portaria nº 296 de 25 de outubro de 2001 e Resoluções Complementares(Nota 9);

(f) Imobilizado - Está composto pelo custo de aquisição e/ou construção, deduzido da depreciação acumulada,calculada pelo método linear em conformidade com as taxas de depreciação determinadas pela Agência Nacionalde Energia Elétrica - ANEEL. Em função do disposto nas Instruções Gerais nos 35 e 36, do Plano de Contas doServiço Público de Energia Elétrica, os juros e demais encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidosde terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, estão registrados nesse subgrupo como custo. Osaldo do imobilizado inclui o valor do ágio oriundo da incorporação de sua controladora Distriluz Energia ElétricaS.A., aprovada pela Assembléia Geral Extraordinária de 27 de setembro de 1999. A amortização do ágio estásendo feita com base no prazo da concessão, em proporções mensais à sua rentabilidade projetada até 31 dedezembro de 2027;

(g) Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro - São calculados com base nas alíquotas vigentes de impostode renda (15% acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$240) e contribuição social sobre olucro líquido (9%) e consideram a absorção de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a30%, para fins de determinação das exigibilidades. Os impostos diferidos ativos atribuíveis às diferençastemporárias, prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social são registrados no pressuposto de realizaçãofutura, baseada nas projeções de resultados preparadas pela Administração;

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(h) Obrigações com benefícios pós-emprego - Referem-se ao passivo atuarial relativo ao plano de previdênciacomplementar oferecido aos empregados da Companhia, registrado em regime de competência com base emavaliação efetuada por atuário independente;

(i) Obrigações vinculadas à concessão - Referem-se aos recursos de participação financeira dos consumidores e daUnião e de doações e subvenções para investimentos, destinados à execução de empreendimentos necessários aoatendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Estas obrigações foram apresentadas nasdemonstrações financeiras como redução do Ativo Imobilizado;

(j) Atualizações monetárias de direitos e obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos às variações monetária ecambial, por força contratual ou dispositivo legal, estão atualizados até a data do balanço. Os passivos pactuadosem moeda norte-americana são convertidos para reais em função da taxa de câmbio reportada pelo Banco Central(US$1 = R$2,8892 em 31 de dezembro de 2003 e US$1 = R$3,5333 em 31 de dezembro de 2002);

(k) Apuração do resultado - As receitas e despesas são apropriadas de acordo com o regime de competência;

(l) Outros direitos e obrigações - Demais ativos e passivos circulantes e de longo prazo estão atualizados até a datado balanço, quando legal ou contratualmente exigidos;

(m) Estimativas - A preparação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações queafetam os ativos e passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suasdemonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realizaçãoem períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas. As principais estimativas relacionadas àsdemonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes da:

• Recuperação da recomposição tarifária extraordinária no prazo estabelecido pela ANEEL;• Provisão para créditos de liquidação duvidosa;• Provisão para contingências e planos de aposentadoria complementar;• Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos;• Recebimentos no âmbito do MAE;• Estimativa da Receita Recebida Antecipadamente.

(n) Lucro por ação – Calculado com base no número de ações em circulação na data do encerramento do balanço.

4. APLICAÇÕES FINANCEIRAS

Os saldos de aplicações financeiras em 31 de dezembro estão relacionados a fundos mútuos de renda fixa comremuneração diária:

Banco 2003 2002

Bradesco 2.080 5.345 Banco do Brasil 16.879 5.214 Unibanco – 10.444 Banco Bilbao Viscaya – 16.188 HSBC Bamerindus 49.663 5.276 Banco do Estado do Ceará 13.688 – Bic Banco 3.188 – Banco Safra 8.043 – Banco Santander 15.317 – Banco Itaú 30 – Total 108.888 42.467

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5. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIOS E PERMISSIONÁRIOS

A composição das contas a receber de consumidores, concessionários e permissionários, em 31 de dezembro, é comose segue:

2003 2002Consumidores:

Faturados 294.479 269.294Não faturados 332.753 311.487

Fornecimento 54.595 43.760Ativo regulatório 278.158 267.727

627.232 580.781Concessionárias e permissionários 69 1.087Comercialização no âmbito do MAE 29.057 113.380

29.126 114.467

Total curto e longo prazos 656.358 695.248

a) Ativo Regulatório - Perdas decorrentes do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica -PERCE e Energia Livre.

Em dezembro de 2001, foi firmado o Acordo Geral do Setor Elétrico entre o Governo Federal e as concessionáriasdistribuidoras e as geradoras de energia elétrica para a retomada do equilíbrio econômico-financeiro dos contratosexistentes e a recomposição de receitas relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução doConsumo de Energia Elétrica (Nota 7).

Com base nas disposições contidas na Medida Provisória nº 14 (posteriormente covertida na Lei nº 10.438, de 26de abril de 2002), na Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, de 21 de dezembrode 2001, e na Resolução nº 31 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, de 24 de janeiro de 2002, todasas concessionárias de distribuição de energia elétrica efetuaram um levantamento do montante da receita não

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auferida decorrente de redução de consumo de energia elétrica no período do racionamento (recomposiçãotarifária extraordinária) a ser reconhecida com o objetivo de retomada do equilíbrio econômico-financeiro doscontratos de concessão.

A referida recomposição tarifária extraordinária se dará por meio da aplicação às tarifas vigentes em 26 dedezembro de 2001, assim reconhecidas pela ANEEL, da seguinte forma:

• 2,9% para os clientes residenciais, rurais e iluminação pública, exceto para aqueles enquadrados como baixa renda;

• 7,9% para os demais clientes.

A parcela da recomposição tarifária extraordinária registrada no contas a receber teve os seguintes efeitosreconhecidos contra resultados dos períodos correspondentes:

Perdas com racionamento:

Saldo das perdas de 2001 homologados pela ANEEL 167.554Saldo das perdas de 2002 homologados pela ANEEL 43.307(-) Recuperação das perdas até 31 de dezembro de 2003 (86.444)Atualização monetária - SELIC 78.629Saldo em 31 de dezembro de 2003 203.046

Energia Livre:

Energia Livre de 2001 homologada pela ANEEL 63.187PIS e COFINS 2.393Ajuste ao valor contabilizado conforme Resolução Normativa no 01/2004 8.643PIS e COFINS conforme Resolução Normativa no 01/2004 274Saldo da Energia Livre homologado pela ANEEL 74.497(-) Recuperação das perdas (10.009)Atualização monetária – SELIC 10.624Saldo em 31 de dezembro de 2003 75.112

Saldo do ativo regulatório em 31 de dezembro de 2003 278.158

Circulante 72.731Longo prazo 205.427

O valor de R$167.554 refere-se à diferença entre a receita estimada, sem os efeitos da redução de consumodecorrente do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, e a receita auferida pelaconcessionária para o período de junho a dezembro de 2001. Esse valor foi homologado pela Resolução ANEELnº 480, de 29 de agosto de 2002. O valor de R$43.307 decorre da receita estimada para janeiro e fevereiro de 2002,o qual foi homologado pela Resolução ANEEL nº 481, de 29 de agosto de 2002.

A receita auferida a partir de janeiro de 2002, por meio dos reajustes de tarifa mencionados anteriormente (2,9%e 7,9%), vem sendo alocada integralmente como recuperação do ativo regulatório e de energia livre registrado nascontas a receber.

O montante relacionado à energia livre (energia elétrica gerada e não-vinculada a contratos iniciais ouequivalentes) apurado de junho de 2001 a fevereiro de 2002 será recuperado como ressarcimento aos geradores.Esse montante foi contabilizado com base na Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, no montante deR$63.187, ajustado conforme a Resolução Normativa ANEEL nº 001/2004 no montante de R$8.643 e majoradopelos valores recuperáveis de PIS e COFINS, no montante de R$2.667.

O saldo apurado de ativo regulatório sofre correção monetária pela taxa SELIC (acrescida de 1% a.a. até omontante de financiamento liberado pelo BNDES).

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O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES aprovou linha de crédito parafinanciamento de 90% dos valores de recuperação das perdas decorrentes do Programa de Racionamento. Dessaforma, a Companhia recebeu, no dia 1º de abril de 2002, o valor de R$41.463 (primeira parcela); em 16 desetembro de 2002, o valor de R$124.000 (segunda parcela) e em 5 de novembro de 2002, R$38.691. O saldoatualizado do empréstimo em 31 de dezembro de 2003 monta a R$170.244 (Nota 16).

Para ter direito a essa compensação, a Companhia renunciou a qualquer pleito judicial ou extrajudicial relativo afatos e normas concernentes ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica e àrecomposição tarifária extraordinária, bem como aderiu aos acordos firmados entre os agentes do setor elétrico,conforme previsto pela legislação vigente.

Essa recomposição tarifária extraordinária vigorará pelo período de 76 meses, a partir de janeiro de 2002,conforme estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 001, de 12 de janeiro de 2004. As projeções feitas pelaAdministração da Companhia estimam a recuperação deste ativo no prazo definido pela ANEEL, razão pela qualnão foram constituídas provisões para perdas.

b) Comercialização no âmbito do MAE

Mercado Atacadista de Energia – MAE 2003 2002Setembro de 2000 a dezembro de 2002 26.442 113.380Janeiro a dezembro de 2003 2.615 –Total 29.057 113.380Circulante 12.698 94.024Longo prazo 16.359 19.356

Em julho de 2003 ocorreu a última liquidação financeira referente às transações do MAE efetuadas entre setembrode 2000 e dezembro de 2002. Dessa liquidação, a Companhia tem a receber o montante de R$6.513 deconcessionárias inadimplentes (que já efetuaram acordo para pagamento), estando o restante com a exigibilidadesuspensa, no montante de R$3.900. A Companhia ainda apresenta o montante de R$2.285 referente dezembro de2003, registrado conforme estimativas da Administração. O montante de R$16.359 permanece em aberto,decorrente das liminares para suspensão de pagamento nas datas previstas de liquidação financeira das transaçõesno âmbito do MAE.

c) Encargo emergencial

Com a Resolução no 71 da ANEEL, de 7 de julho de 2002, foi instituído o “encargo de capacidade emergencial”para cobrança a partir de março de 2002. Tal encargo deve ser repassado para a CBEE – ComercializadoraBrasileira de Energia Emergencial, para cobrir os custos com a contratação de capacidade de geração ou depotência de usinas emergenciais.

A partir de março de 2002, o valor faturado aos consumidores foi de 49 centavos de real por KWh para todas asclasses - exceto Residencial Baixa Renda. Atualmente, com a Resolução ANEEL nº 496, de 29 de setembro de2003, o valor passou para 85 centavos de real por KWh. O valor registrado na rubrica Outras Obrigações (passivocirculante), em 31 de dezembro de 2003, é de R$7.720.

d) Créditos junto a clientes com ações judiciais

O montante de R$55.737 (R$47.801 em 2002) de créditos junto a clientes com ações judiciais inclui R$28.987(R$24.984 em 2002) relativos às contas a receber de diversos consumidores que questionam a legalidade epleiteiam a restituição de valores envolvidos na majoração da tarifa de energia elétrica, ocorrida na vigência doPlano Cruzado, conforme Portarias nos 38 e 45 do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE,de 27 de janeiro e 4 de março de 1986, respectivamente.

Esses consumidores obtiveram, por meio de medidas judiciais, o direito de compensar os créditos pleiteados comas faturas de energia elétrica, sem, contudo, terem o mérito da questão transitado em julgado. A Companhiaconstituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa em montante julgado suficiente para cobrir eventuaisperdas em relação a esses processos.

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6. CONSUMIDORES DE BAIXA RENDA

A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse residencial baixarenda, da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80kWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de2002, ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80 e220 kWh.

Em decorrência da nova classificação, a Companhia procedeu ao levantamento das perdas de receita, tendo sidoapurado um total de R$116.756, desde a vigência da lei. Esse montante foi apropriado a crédito na conta Receitas deOperações com Energia Elétrica, tendo como contrapartida conta do ativo circulante, segundo ofício circular daANEEL nº 155, de 24 de janeiro de 2003. Esse valor é submetido mensalmente à apreciação e homologação daANEEL, conforme determina a Resolução nº 116, de 19 de março de 2003.

Essa receita está sendo custeada com recursos financeiros oriundos do adicional de dividendos devidos à União pelaELETROBRÁS, associados às receitas adicionais auferidas pelas concessionárias geradoras, sob controle federal e nainsuficiência dos referidos dividendos da Eletrobrás, com recursos da RGR – Reserva Global de Reversão, de acordocom o Decreto nº 4.538/2002.

7. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

2003 2002Ativo circulante

Bônus concedidos a clientes 3.323 55.968Custos a recuperar com o racionamento 2.285 7.597

5.608 63.565Passivo circulante

Ressarcimento de bônus concedidos a clientes – 43.686Sobretaxas arrecadadas de clientes – 8.800

– 52.486

Devido ao baixo nível das principais bacias hidrográficas brasileiras observado no primeiro semestre de 2001, o GovernoFederal instituiu, entre 1o de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, um programa de racionamento de energia.

As principais medidas adotadas podem ser resumidas da seguinte forma:

• Cobrança de sobretaxas nas tarifas aos consumidores que não cumprissem a meta de redução de consumo,definida inicialmente em uma redução de até 20%;

• Distribuição de bônus para consumidores de determinadas faixas de consumo que apresentassem redução superiorà meta estabelecida.

De acordo com o definido pela ANEEL, os valores de sobretaxas faturadas e os bônus concedidos em decorrência doprograma emergencial de redução do consumo de energia elétrica foram controlados separadamente, sem afetar osresultados da Companhia.

A Companhia tem a receber o montante de R$3.323 referente a valores homologados pelas Resoluções nº 791, de 10de dezembro de 2002, e nº 154, de 28 de março de 2003, que corresponde ao saldo remanescente de bônus concedidoa clientes deduzido do ressarcimento desses valores recebidos pela Companhia e sobretaxas faturadas.

Os custos a recuperar, no montante de R$2.285, registrados no ativo circulante, referem-se aos custos adicionais coma execução das Resoluções da GCE, previsto na Medida Provisória nº 2.148/01 e está sendo compensado na tarifa defornecimento de energia elétrica a partir do reajuste tarifário anual ocorrido em 22 de abril de 2003 com vigência nos12 meses subseqüentes, de acordo com o artigo 1º da Resolução nº 600, de 31 de outubro de 2002.

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8. TRIBUTOS A COMPENSAR

2003 2002Circulante

Imposto de Renda a compensar 2.076 22.524ICMS a compensar 6.403 14.159Contribuição Social a compensar 281 7.509Outros 639 614

9.399 44.806Longo prazo - ICMS a compensar 13.344 13.344

O saldo de Imposto de Renda a compensar refere-se a antecipações mensais efetuadas durante o ano de 2003, valoresde Imposto de Renda Retido na Fonte – IRRF sobre aplicações financeiras e um valor remanescente de Imposto deRenda a recuperar relativo à alteração da sistemática de tributação da receita do ativo regulatório dos anos de 2001 e2002. O saldo de Contribuição Social a compensar refere-se ao valor advindo da alteração da sistemática de tributaçãoda receita do ativo regulatório dos anos de 2001 e 2002 (Nota 11).

A partir de janeiro de 2001, a Companhia passou a contabilizar em tributos e contribuições sociais compensáveis oscréditos de ICMS vinculados ao ativo permanente, os quais estão sendo compensados mensalmente à razão de 1/48 avos.

9. DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE

2003 2002Longo

Circulante prazo Total Total

Parcela A – Extraordinária – 24.208 24.208 19.628CVA – Uso da Rede Básica 13.060 3.515 16.575 10.545CVA – Conta Consumo de Combustível 3.766 1.255 5.021 2.696CVA – Encargo de Serviço do Sistema 368 105 473 –CVA – Conta de Desenvolvimento Energético 859 229 1.088 –Seguros e outros 587 541 1.128 343Total 18.640 29.853 48.493 33.212

Parcela A - Extraordinária

Considerando o disposto na Portaria Interministerial nº 296, de 25 de outubro de 2001, e na Medida Provisória nº 14,de 21 de dezembro de 2001, a Companhia registrou como Despesas Antecipadas os incrementos incorridos entrejaneiro e outubro de 2001, relacionados aos custos exógenos imputáveis à despesa operacional, tais como:

• Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;

• Tarifa de uso das instalações de transmissão, integrantes da rede básica;

• Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;

• Quota de Reserva Global de Reversão – RGR;

• Taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica;

• Encargos de conexão.

O montante de R$24.208 (R$19.628 em 2002), referente à composição dos valores representativos da Parcela – Arelativo ao período de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, foi homologado conforme resolução ANEEL nº 482, de29 de agosto de 2002. Conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL nº 001/2004 de 12 de janeiro de 2004 aparcela A será recuperada após o período de 76 meses, estabelecido para recompor a receita do ativo regulatório, nãoexistindo limitação de prazo para recuperar essa a receita.

Longo prazoParcela A apurada pela concessionária 11.510Ajuste ao valor contabilizado, conforme homologação da ANEEL 4.467Montante homologado pela ANEEL 15.977Atualização monetária – SELIC 8.231Saldo em 31 de dezembro de 2003 24.208

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CVA

Com o advento das Medidas Provisórias nº 2.227, de 4 de setembro de 2001, e nº 14, de 21 de dezembro de 2001, eda Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, foi instituída uma conta gráfica (Conta de Compensação deVariação de Custos da Parcela A – CVA), para registro da compensação de diferenças, positivas ou negativas, entre ovalor de cada item, desde a data do último reajuste tarifário e a de seu efetivo pagamento. Assim sendo, a recuperaçãodessas despesas antecipadas ocorrerão no próximo reajuste tarifário anual, em abril de 2004.

Os saldos apurados estão acrescidos de remuneração financeira baseada na taxa SELIC.

10. OUTROS CRÉDITOS – ATIVO CIRCULANTE

2003 2002

Empréstimos e financiamentos 331 419Alienação de bens e direitos 1.673 1.401Convênios de arrecadação 3.826 2.680Desativações em curso 1.485 391Cheques devolvidos 998 991Outros 209 88

Total 8.522 5.970

11. IMPOSTOS DIFERIDOS

A Companhia possui créditos fiscais diferidos em 31 de dezembro, cuja composição e origem são demonstradas a seguir:

PIS/COFINS Imposto de renda Contribuição social Total2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003 2002

Prejuízos fiscais e base negativa da contribuição social – – 11.874 2.270 1.314 – 13.188 2.270

Diferenças temporáriasProvisão para contingências – – 15.803 13.066 5.689 4.704 21.492 17.770Provisão crédito de liquidação

duvidosa – – 24.337 26.905 8.761 9.685 33.098 36.590Benefício pós-emprego – – 4.072 4.072 1.466 1.466 5.538 5.538Outros – – 1.169 1.136 420 409 1.589 1.545

Receita antecipada 2.686 – 13.765 – 4.955 – 21.406 –Total 2.686 – 71.020 47.449 22.605 16.264 96.311 63.713

Circulante 36.163 –Longo prazo 60.148 63.713

Atendendo às normas da Instrução CVM nº 371, de 25 de junho de 2002, a Companhia, com base nas projeções deresultados futuros, aprovados pelos órgãos de sua Administração, vem demonstrar as parcelas de realização do ativofiscal diferido em 31 de dezembro de 2003 para o período de cinco anos como se segue:

Ano de realização Montantea realizar

2004 36.163 2005 15.3422006 15.3422007 15.3422008 14.122

96.311

295

A composição do imposto de renda e da contribuição social diferidos passivos, em 31 de dezembro, por natureza, estádemonstrada como se segue:

Imposto de renda Contribuição social Total2003 2002 2003 2002 2003 2002

Correção monetária especial(CME) e complementar (CMC) 4.416 5.680 5.497 6.645 9.913 12.325

Recomposição tarifária 55.103 20.256 19.837 7.292 74.940 27.548Lucro de órgãos públicos diferido 178 – 64 – 242 –Variação cambial diferida 228 311 82 112 310 423Total 59.925 26.247 25.480 14.049 85.405 40.296

Circulante 12.466 1.165Longo prazo 72.939 39.131

Em consonância com a Deliberação CVM nº 273/98, a Companhia tem registrado o imposto de renda e a contribuiçãosocial diferidos passivos calculados sobre o saldo a ser depreciado da correção monetária especial.

Conforme notas 3b e 5, a Companhia reconheceu a correspondente receita referente à recomposição tarifáriaextraordinária de acordo com o regime de competência. Consubstanciada na opinião de seus assessores legais eresposta a consulta à Secretaria da Receita Federal, a Companhia reconheceu o correspondente imposto de rendadiferido no exercício de 2002, sendo este realizado à medida que o valor for efetivamente faturado pelo acréscimotarifário para cobrir as perdas citadas anteriormente (2,9% e 7,9%).

12. ATIVO IMOBILIZADO

2003 2002

Em serviço 1.659.400 1.685.292Em curso 108.366 74.096

1.767.766 1.759.388Obrigações especiais vinculadas à concessão

do serviço público de energia elétrica (276.820) (253.590) 1.490.946 1.505.798

Taxas anuais Depreciação e 2003 2002médias de amortização Valor Valor

depreciação Custo acumulada líquido líquidoEm serviço

Distribuição 5,15%Custo histórico 1.289.086 (442.058) 847.028 842.142Correção monetária especial 127.772 (112.547) 15.225 19.640

Comercialização 4,04%Custo histórico 231.383 (61.271) 170.112 149.967Correção monetária especial 12.925 (11.257) 1.668 2.094

Administração 13,39%Custo histórico 25.051 (13.932) 11.119 13.359Correção monetária especial 5.285 (4.577) 708 915

Atividades não vinculadas à concessãodo serviço público de energia elétrica

Custo histórico – Intangíveis 20% 7.001 (1.400) 5.601 7.001Custo histórico – Ágio 5,443% 775.960 (168.021) 607.939 650.174

2.474.463 (815.063) 1.659.400 1.685.292Em curso

Distribuição 89.348 - 89.348 68.684Comercialização 14.977 - 14.977 4.719Administração 4.041 - 4.041 693

108.366 - 108.366 74.096

2.582.829 (815.063) 1.767.766 1.759.388

O ativo imobilizado em curso refere-se, substancialmente, a obras de expansão do sistema de distribuição de energiaelétrica e das instalações referentes à parte administrativa.

296

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados nageração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo serretirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem prévia e expressa autorização do órgão regulador,ANEEL. A Resolução ANEEL nº 20/99 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de EnergiaElétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação,determinando, ainda, que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, sendo aplicado na concessão.

De acordo com a Instrução Contábil do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica 6.3.10 e aInstrução CVM nº 193, de 11 de julho de 1996, foram transferidos para o ativo imobilizado os seguintes valoresreferentes aos juros de empréstimos de terceiros vinculados ao ativo imobilizado em curso:

2003 2002 Juros contabilizados no resultado 110.274 52.006 (-) Transferências para o imobilizado em curso (29) (761)

110.245 51.245

O ágio oriundo da operação de incorporação de sua controladora Distriluz Energia Elétrica S.A., aprovada emAssembléia Geral Extraordinária de 27 de setembro de 1999, está sendo amortizado no prazo compreendido entre adata da incorporação até 31 de dezembro de 2027, em proporções mensais a sua rentabilidade projetada, conformedeterminado pela Resolução nº 269, de 15 de setembro de 1999, da ANEEL. Tal amortização poderá ser revisadaanualmente, a critério da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL, em função dosresultados realizados comparativamente aos dados projetados.

Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dosEstados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor dodoador e as subvenções destinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição.O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecido pelo Órgão Regulador para concessões de geração,transmissão e distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.

A partir de 1º de janeiro de 1996, essas obrigações não estão sendo mais atualizadas pelos efeitos da inflação.

2003 2002

Contribuições de consumidores 199.417 176.256Participação da União 15.950 15.950Doações e subvenções 60.788 60.718Outras 665 666Total 276.820 253.590

As Contribuições de Consumidores referem-se aos recursos recebidos para possibilitar a execução deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica.

A Participação da União refere-se a verbas federais recebidas para execução de empreendimentos vinculados aoserviço público de energia elétrica.

As Doações e Subvenções referem-se a obras construídas por terceiros e doadas para a Companhia, com vistas àexpansão do serviço público de energia elétrica.

13. DIFERIDO

Período máximo deamortização (meses) 2003 2002

Variação cambial conforme Lei nº 10.305/01 48 2.488 2.488Amortização da variação cambial (1.866) (1.244)Outros 430 –

1.052 1.244

No exercício de 2001, foram editadas a Medida Provisória nº 03/01 (posteriormente transformada na Lei nº 10.305/01)e a Deliberação nº 404 da CVM, com nova redação dada pela Deliberação nº 409, que facultam o diferimento dasperdas líquidas com variação cambial apuradas em 2001, no montante de R$2.488, devendo esta ser amortizada ematé 48 meses, a partir do exercício de 2001.

297

14. FORNECEDORES

2003 2002Circulante

Suprimento de energia elétrica Cia. Hidrelétrica do São Francisco – CHESF 39.740 39.972Energia Livre 17.716 –Outros 8.738 6.974

Materiais e serviços 30.164 17.07796.358 64.023

Exigível a longo prazoEnergia Livre 58.621 63.187

A parcela de suprimento de energia elétrica de longo prazo se refere à Energia Livre a ser ressarcida às geradoras (Nota 5).

15. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

2003 2002

Imposto sobre circulação de mercadorias e serviços - ICMS 27.282 23.359Encargos sociais 23.984 7.453Imposto de renda sobre juros sobre o capital próprio 2.582 8.055Outros 1.970 700

55.818 39.567

16. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos empréstimos, financiamentos e outras dívidas em moeda estrangeira enacional são:

Composição2003 2002

Principal Principal Longo Longo

Encargos Circulante Prazo Encargos Circulante PrazoMoeda estrangeira

Banco do Brasil 185 1.380 16.766 250 502 22.358Bank Boston – – – 1.113 19.517 – BBV Banco – – – 2.439 70.666 – Bradesco 1.165 43.338 – – – –

HSBC Bank 394 47.919 – 2.381 71.207 – Banco Europeu de Investimentos –

BEI 4.362 – 144.461 4.849 – 176.665ABN Amro Bank 12 – 40.450 30 – 49.466Banco Santander 243 54.303 – 6.446 42.400 –Itaú - BBA 211 9.221 – – – –Subtotal moeda estrangeira 6.572 156.161 201.677 17.508 204.292 248.489Moeda nacional

Eletrobrás - 7.364 48.272 59 14.347 67.900Banco do Brasil – Lei 8.727 387 4.484 41.479 376 3.965 40.642Banco do Brasil 541 25.000 - - - - Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social – BNDES 33 2.392 4.784 40 2.273 6.819Banco do Estado do Ceará – BEC 11 - 842 10 - 716Banco do Nordeste – BNB 3 217 397 3 206 584Unibanco 1 271 135 2 257 386Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social - BNDES 1.505 28.897 139.842 1.627 27.090 155.131Subtotal Moeda Nacional 2.481 68.625 235.751 2.117 48.138 272.178Total bruto 9.053 224.786 437.428 19.625 252.430 520.667

SWAP - 13.934 3.894 (4.371) (32.151) (34.957)Total 9.053 238.720 441.322 15.254 220.279 485.710

298

a. Do total de empréstimos e financiamentos, R$324.782 estão garantidos por vínculos com a receita de energiaelétrica (arrecadação).

b. A Companhia contratou, em 2002, operações de empréstimo junto ao Banco Europeu de Investimentos – BEI eao ABN Amro Bank. Durante a vigência dos contratos, a Companhia comprometeu-se a cumprir as seguintesobrigações, as quais foram adequadamente atendidas em 31 de dezembro de 2003:

OBRIGAÇÕES FINANCEIRAS ESPECIAIS ABN BEI Dívida (com swap) Ativo Total Máximo 0,6 - Dívida (com swap e fornecedores) Ativo Total Máximo - 0,7 EBITDA(*) Encargos da Dívida Mínima em 12 meses 3,0 3,0

(*) Resultado antes da subtração de juros, impostos, depreciação e amortização

c. A Companhia realizou operação de empréstimo de curto prazo, junto ao Banco do Brasil, em 28 de agosto de2003, no valor de R$25.000, com vencimento previsto para 22 de agosto de 2004.

d. Em outubro de 2003 a Companhia realizou refinanciamentos das dívidas de curto prazo com os seguintes bancos:Bradesco (que incorporou o BBV Brasil), renovado até 29/03/2004; Santander, renovado até 14/10/2004, e HSBC,renovado até 28/10/2004. Os montantes negociados estão relacionados abaixo, encontrando-se protegidos contravariação cambial:

Valor em Valor em Saldo em R$ Swap em R$ Banco US$ R$ 31/12/2003 31/12/2003 Bradesco 15.000 43.851 44.503 1.352HSBC 15.000 47.559 48.313 736Santander 12.000 34.189 34.825 641

(*) Os valores do saldo em 31/12/2003 estão acrescidos dos encargos de dívida.

Pelo aditivo de renovação da operação de Repasse de Empréstimo Externo do Bradesco, estão vinculados aocontrato, na forma de garantia, aplicações financeiras no valor de R$43.851 emitidas pelo Bradesco Leasing S.A.Arrendamento Mercantil, com vencimento previsto para 29/03/2004. O valor atualizado em 31 de dezembro de2003 é de R$45.811 (R$35.723 em CDB-DI e R$10.088 em debêntures). O referido montante está registrado narubrica Depósitos Vinculados no Ativo Circulante.

e. Em 27 de outubro de 2003 e 5 de novembro de 2003 a Companhia realizou operações do tipo COMPROR(Resolução no 2.770 do Conselho Monetário Nacional) com o Banco Santander, com vencimento em 14/10/2004e proteção contra variação cambial, conforme demonstrativo abaixo:

Valor em Valor em Saldo em R$ Swap em R$Banco US$ R$ 31/12/2003 31/12/2003

Santander 3.393 9.735 9.849 209Santander 3.393 9.735 9.872 133

(*) Os valores do saldo em 31/12/2003 estão acrescidos dos encargos de dívida.

f. A Companhia tem reconhecidas as obrigações junto à Fundação COELCE de Seguridade Social – FAELCE, asquais encontram-se classificadas como benefício pós-emprego (Nota 25).

g. O principal dos empréstimos e financiamentos a longo prazo tem sua curva de amortização distribuída da seguinte forma:

2005 85.2982006 41.7102007 64.8462008 64.584Após 2008 180.990

437.428

299

h. Saldo por moeda/indexador em 31 de dezembro de 2003:

Moeda estrangeira Moeda nacionalMoeda % Indexador %

U.S. Dólar 100 IGP-M 6,65IRP 3,81Finel 0,81TJLP 1,23CDI/SELIC 79,63RGR 7,49TR 0,38Total 100

Uma vez que não aufere receitas em moeda estrangeira, a Companhia adota políticas conservadoras de proteçãocontra variações cambiais, em seus empréstimos e financiamentos, efetuando contratos de SWAP por meio dosquais troca os encargos indexados à variação cambial por taxas pós-fixadas que variam de 87% a 110% do CDI,conforme descrito na nota 26. Apenas o contrato com o Banco do Brasil S.A. (DMLP) não está protegido poroperação de SWAP pois seu vencimento se dará somente em 2024 e não há opção econômica de efetuar a proteçãono mercado para esse prazo.

i. Variação de moedas/indexadores no exercício de 2003:

Moeda/indexadorUS$ x R$ (18,23)IGP-M 8,71FINEL 1,74INPC 10,38TJLP 11,00CDI 23,31RGR 0,00TR 4,64Libor semestral 1,31

17. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

2003 2002

Provisão de férias 7.099 6.262Imposto de renda e contribuição social a pagar – 1.198

7.099 7.460

18. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

2003 2002

OUTROS CRÉDITOS:Companhia Interconexão Energética - CIEN 756 –

Total 756 –

FORNECEDORES DE SERVIÇOS:Companhia Interconexão Energética - CIEN 8.323 –Central Geradora Termelétrica de Fortaleza - CGTF 15.542 –Synapsis Brasil S.A. 2.553 2.763CAM Brasil Ltda. 46 52Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ – 422

Total 26.464 3.237

A Companhia não efetua transações com partes relacionadas em bases ou termos menos favoráveis do que aquelesque seriam praticados com terceiros.

300

As operações com a Synapsis Brasil S.A referem-se, basicamente, à prestação de serviços de informática e manutençãodos sistemas da Companhia. O total de despesas incorridas em 2003 montaram a R$26.182, sendo R$19.399 comodespesa operacional no resultado da Companhia e R$6.783 capitalizados como investimento.

Os saldos com a CAM – Brasil Multiserviços Ltda. advém de contratação desta para fiscalização de obras para aCOELCE com aplicação direta no investimento da Companhia. Durante o ano foram realizadas operações no montantede R$4.433.

A Companhia efetuou operações de compra de energia junto à Companhia Interconexão Energética - CIEN, nomontante de R$72.635 (exercício 2003), devidamente autorizada pelo órgão regulador. O montante a receber refere-se ao ajuste observado na tarifa de compra, conforme determinado nos Ofícios nº 751, nº 876 e nº 1.103, de 5 de junho,24 de junho e 29 de julho de 2003, respectivamente, emitidos pela ANEEL O montante a receber foi corrigido emR$325. Além disso, a Companhia possui contrato de compra de energia com a Companhia de Eletricidade do Rio deJaneiro – CERJ, sendo que no exercício foram realizadas transações no montante de R$2.719.

A Companhia também mantém contrato de compra de energia junto à Central Geradora Térmica de Fortaleza e efetuouoperações, no exercício, no montante de R$15.385.

A Companhia tinha uma operação com a CERJ referente a contrato de mútuo pactuado no montante de R$15.000,corrigido pela taxa equivalente a 115% do CDI, que venceu em31 de julho de 2003. O efeito no resultado por estaoperação foi de R$1.620.

A Synapsis Brasil S.A., a CAM Brasil Multiserviços, a Companhia Interconexão Energética e a Central GeradoraTérmica de Fortaleza são subsidiárias dos acionistas controladores. A CERJ é acionista indireta da Companhia.

19. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS

2003 2002 Depósitos Depósitos

Valor da provisão vinculados Valor da provisão vinculadosContingência No exercício Acumulada a litígios No exercício Acumulada a litígios

TrabalhistasPlano Collor – – – (4.193) – –Periculosidade (3.350) 3.165 – 4.817 6.515 –Vínculo empregatício 404 1.091 – (658) 687 –Reintegração (280) 2.100 – (120) 2.380 –Outros 7.341 12.304 7.197 (961) 4.963 6.084

4.115 18.660 7.197 (1.115) 14.545 6.084Cíveis

Consumidores (3.740) 11.856 1.029 10.511 15.596 1.032

FiscaisCOFINS 181 1.196 2.253 1.015 1.015 2.253RGR, CCC e ICMS (5.304) – – 5.304 5.304 –Funrural e INCRA 1.637 7.553 – 5.916 5.916 –Impostos compensadosCom medida judicial 8.475 32.299 – 10.000 23.824 –Outros 28 14.497 2.008 2.269 14.469 1.245

5.017 55.545 4.261 24.504 50.528 3.498Total curto e longo prazos 5.392 86.061 12.487 33.900 80.669 10.614

A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com osprocessos em andamento. Com base na opinião de nossos consultores legais, foram provisionados todos os processosjudiciais cuja probabilidade de êxito foi estimada como remota para a Companhia.

301

Adicionalmente, existem processos de natureza cível, trabalhista e fiscal em andamento em um montante de R$59.546,cuja probabilidade de êxito foi estimada como possível e nenhuma provisão foi consignada nas demonstraçõesfinanceiras.

a) Contingências Trabalhistas

Referem-se a diversas ações trabalhistas que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais depericulosidade, demissões sem justa causa, etc.

b) Contingências Cíveis

A situação jurídica da Companhia engloba processos de natureza cível, nos quais a Companhia é ré, sendo grandeparte associada a pleitos de danos morais e materiais.

c) Contingências Fiscais

A Companhia está questionando as alterações introduzidas pela Lei 9.718/98 na sistemática de apuração doPIS e da COFINS, notadamente na ampliação da base de cálculo e majoração de alíquota da COFINS de 2%para 3%. Adicionalmente, a Companhia questiona a legalidade da exclusão da RGR e CCC da base de cálculodo PIS e da COFINS.

A Companhia possui processo administrativo pendente de julgamento, protocolado junto à Receita Federal, emque solicita a compensação dos valores recolhidos a maior a título de PASEP, em face da inconstitucionalidadedos Decretos nº 2.445/88 e 2.448/88, declarada pelo Supremo Tribunal Federal e ratificada por meio de resoluçãodo Senado Federal.

Possui também decisão judicial de primeira instância, na qual garante a restituição e/ou compensação de valoresrecolhidos a maior relativos às multas incidentes sobre recolhimentos de impostos e contribuições efetuados deforma espontânea. Argumenta-se a exclusão da multa baseada na denúncia espontânea prevista no artigo 138 doCódigo Tributário Nacional - CTN.

Sustentada na opinião dos consultores legais, a Companhia decidiu compensar os valores envolvidos com osimpostos e contribuições vincendos (PIS, COFINS, IRPJ e CSLL).

Conservadoramente, a Companhia manteve provisionado o valor dos referidos tributos e contribuições compensadas,no montante de R$13.824. O mesmo vem sendo atualizado monetariamente com base na taxa SELIC.

d) Tarifaço

A Companhia é ré em ações judiciais em que são questionados os valores pagos por consumidor, provenientes damajoração de tarifas de energia elétrica, com base nas Portarias do DNAEE nos 38 e 45, de 27 de janeiro e 4 demarço de 1986, respectivamente, durante a vigência do Plano Cruzado. A provisão para perdas nessas ações estácontemplada no saldo de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (Nota 5).

20. OUTROS PASSIVOS CIRCULANTES

2003 2002

Conta compensação variação da parcela A 6.599 7.000Adiantamento de clientes 136 462Empréstimos compulsórios 216 1.591Taxa de fiscalização da ANEEL 189 144Encargo emergencial 7.720 6.068FNDCT 216 194Outros 1.880 5.306

16.956 20.765

302

21. RESULTADOS DE EXERCÍCIOS FUTUROS

2003 2002

Receita recebida antecipadamente 57.746 –57.746 –

A Companhia reconheceu, no exercício de 2003, os efeitos do reposicionamento tarifário concedido pela ANEEL(23 de abril de 2003) relativos à previsão para aquisição de energia junto à Central Geradora Termelétrica de Fortaleza –CGTF (parte relacionada) iniciada em dezembro de 2003. A Administração entende que uma parcela da receitaauferida pela COELCE a partir do reposicionamento não percebe custo correspondente, uma vez que a aquisição deenergia termelétrica materializou-se somente a partir de dezembro de 2003.

O montante de R$57.746 refere-se à estimativa da Administração sobre a diferença entre a receita efetivamenteauferida pela tarifa autorizada para o período de abril a dezembro de 2003 e aquela estimada caso o reposicionamentotarifário adotado em abril de 2003 não refletisse o aumento de custo decorrente da aquisição de energia junto a CentralGeradora Termelétrica de Fortaleza – CGTF. A amortização do saldo teve início em dezembro e prolongar-se-á até 23de abril de 2004, data do próximo reajuste autorizado.

22. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

O capital social está composto de ações sem valor nominal, assim distribuídas:

Quantidade (mil)Espécie e classe 2003 2002

Ações ordinárias 96.135.875 96.135.875Ações preferenciais “A” 56.237.203 56.236.537Ações preferenciais “B” 3.337.522 3.338.188

155.710.600 155.710.600

Ações ordinárias Ações preferenciais Total(em milhares) (em milhares) (em milhares)

ACIONISTAS TOTAL (I) % CLASSE A % CLASSE B % TOTAL (II) % (I) + (II) %

Investluz S.A. 88.122.867 91,7 – – – – – – 88.122.867 56,59Investidores

Privados 7.785.391 8,1 43.804.750 77,9 87.749 2,65 43.892.499 73,4 51.677.890 33,19Eletrobrás – – 7.935.512 14,1 3.062.283 91,73 10.997.795 18,5 10.997.795 7,06Pref. municipais – – 103.833 0,2 306 0,01 104.139 0,2 104.139 0,07Endesa Internacional S/A – – 3.540.000 6,3 - - 3.540.000 5,9 3.540.000 2,27Outros públicos 227.617 0,2 853.108 1,5 187.184 5,61 1.040.292 2,0 1.267.909 0,82

000000000 000000000000 000 00000000 000000000000 0000000000000 000Total 96.135.875 100 56.237.203 100 3.337.522 100 59.574.725 100 155.710.600 100

As ações preferenciais sem direito a voto, não são conversíveis em ações ordinárias, gozando, porém, de prioridade noreembolso do capital, tendo o direito a dividendos mínimos não cumulativos de 6% ao ano para as ações de classe “A”e 10% para as ações de classe “B”, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectiva classe,corrigido ao término de cada exercício social.

As ações preferenciais de classe “B” poderão ser convertidas em ações preferenciais de classe “A”, a requerimento dointeressado.

A Companhia está autorizada a aumentar seu capital até o limite de 300.000.000 mil de ações sem valor nominal, sendo100.000.000 mil de ações ordinárias e 193.352.996 mil de ações preferenciais Classe “A” e 6.647.004 mil de açõespreferenciais Classe “B”.

Cumprindo o disposto no artigo 16 da Instrução CVM nº 319, de 3 de dezembro de 1999, a Companhia aprovou, emAssembléia Geral Extraordinária realizada no dia 29 de abril de 2003, o desdobramento de suas ações na proporçãode 3,23% do total das ações, significando um aumento no número de ações da Companhia de 5.029.452 mil ações

303

nominativas sem valor nominal, sendo 1.816.440 mil ações preferenciais classe “A”, 107.823 mil ações preferenciaisclasse “B” e 3.105.189 mil ações ordinárias. Em conseqüência, o total de ações da Companhia, representativas de seucapital social, passou de 155.710.600 mil ações nominativas sem valor nominal para 160.740.052 mil açõesnominativas sem valor nominal, sendo 58.052.978 mil ações preferenciais classe “A”, 3.446.011 mil açõespreferenciais classe “B” e 99.241.063 mil ações ordinárias. O capital social da Companhia permaneceu inalterado.

Aprovou-se também, na mesma ocasião, o resgate das ações, nas seguintes condições: o resgate total das açõesdesdobradas que, por conseqüência, são retiradas de circulação, mantido inalterado o capital social da Companhia deR$433.057. Os acionistas receberam, pelas ações resgatadas, o correspondente a seu valor patrimonial, equivalente,em reais, a R$7,52 (R$7,73 em 2002) por lote de mil ações, conforme balanço patrimonial relativo ao exercício findoem 31 de dezembro de 2002, ficando o capital social da Companhia, após as operações, dividido em 155.710.600 milações nominativas sem valor nominal, sendo 56.236.537 mil ações preferenciais classe “A”, 3.338.188 mil açõespreferenciais classe “B” e 96.135.875 mil ações ordinárias. Essas operações estão em conformidade com o contido nosartigos 12, 44, 170 e 200, inciso II, da Lei nº 6.404/76.

A companhia vem realizando anualmente, desde 1999, operação de desdobramento e resgate das ações para compensaros acionistas pela redução do lucro líquido provocada pela amortização do ágio registrado na privatização dacompanhia e absorvido pela companhia por ocasião da incorporação de sua então incorporadora Distriluz S.A. ocorridaem setembro de 1999, com a aprovação da CVM e ANEEL. A amortização do ágio e o desdobramento e resgate dasnovas ações desdobradas estão demonstradas contabilmente como segue:

AMORTIZAÇÃO DO ÁGIO, DESDOBRAMENTO E RESGATE DE AÇÕES

Ativo Imobilizado em serviço 1999 2000 2001 2002 2003 Saldo em 31/12/2003

Ágio da Incorporação 775.960 775.960 (-) Amortização Acumulada (20.996) (29.674) (37.264) (37.852) (42.235) (168.021)Saldo do Ativo Imobilizado 754.964 (29.674) (37.264) (37.852) (42.235) 607.939

Reserva de Capital 1999 2000 2001 2002 2003 Saldo em 31/12/2003

Ágio da Incorporação 775.960 775.960 (-) Desdobramento e resgate de ações (21.018) (29.383) (37.194) (37.812) (125.407)Saldo Reserva de Capital 775.960 (21.018) (29.383) (37.194) (37.812) 650.553

Reserva do ágio em 31/12/2003 650.553 (-) Desdobramento e resgate de

ações previsto para 2004 (42.235)Saldo Reserva de Capital previsto

para 2004 608.318

A administração irá submeter à assembléia geral extraordinária a ser convocada operação de desdobramento e resgatede ações para ressarcir os acionistas a quantia de R$42.235 correspondente à amortização do ágio da incorporaçãolançada como despesa no exercício de 2003.

Em 21/07/2003, a Companhia recebeu Termo de Notificação – TN emitido pela Superintendência de FiscalizaçãoEconômica e Financeira –SFF da ANEEL, alegando que as operações de desdobramento e resgate de ações vêm sendorealizadas exclusivamente em interesse dos acionistas, descapitalizando a companhia e descumprindo o item VIII doartigo 31 da lei 8.897, de 13/2/1995, segundo o qual incumbe a concessionária “captar, aplicar e gerir os recursosfinanceiros necessários à prestação do serviço”. O TN determina que a companhia desfaça integralmente as operaçõesde resgate, anulando todos os atos societários, estornando contabilmente todos os lançamentos, adotando medidasefetivas de reembolso integral por parte dos acionistas dos valores e anulando todos os efeitos provocados pelaoperação de desdobramento e resgate de ações. A companhia manifestou-se tempestivamente sobre o relatório defiscalização consubstanciado no TN e aguarda decisão da superintendência da ANEEL sobre o arquivamento da TNou a instauração do processo administrativo punitivo.

Os consultores jurídicos da Companhia entendem que a operação de desdobramento e resgate de ações é legítima nãoviolando obrigação legal ou o contrato de concessão, já havendo, inclusive, decisão favorável da CVM em casoanálogo.

304

23. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO – LEI Nº 9.249/95

Os dividendos mínimos obrigatórios são calculados conforme a Lei das Sociedades por Ações, observando-se ospercentuais definidos no estatuto social para as ações preferenciais (Nota 22).

A remuneração dos acionistas é demonstrada como se segue:

2003 2002

Lucro líquido do exercício 91.440 83.342Reserva legal (4.572) (4.167)Amortização do ágio oriundo da incorporação

(Instrução CVM no 319) 42.235 37.851Lucro líquido ajustado 129.103 117.026

Assim sendo, os dividendos mínimos são como se segue:

25% sobre o lucro Dividendos mínimos Dividendos mínimoslíquido ajustado sobre capital social obrigatórios

2003 2002 2003 2002 2003 2002

Ações ordinárias 19.927 18.063 – – 19.927 18.063Ações preferenciais

Classe “A” 11.657 10.566 9.384 9.384 11.657 10.566Ações preferenciais

Classe “B” 692 627 928 928 928 928Total 32.276 29.256 10.312 10.312 32.512 29.557

O artigo 9º da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, permitiu a dedutibilidade, para fins de imposto de renda econtribuição social, dos juros sobre o capital próprio pagos aos acionistas, calculados com base na variação da Taxade Juros de Longo Prazo (TJLP) do período de janeiro a dezembro de 2003.

Conforme facultado na Deliberação CVM nº 207/96, esses juros foram imputados ao dividendo mínimo por seu valorlíquido de imposto de renda.

A Administração da Companhia irá propor a seguinte distribuição dos resultados na próxima Assembléia Geral deAcionistas:

2003 2002

Dividendos propostos 33.868 25.475Juros sobre o capital próprio (JCP) 53.000 53.700Dividendos intercalares (18.000) –IRRF sobre juros sobre o capital próprio (7.201) (8.055)Total de dividendos e JCP propostos, líquidos de IRRF 61.667 71.120JCP antecipados, líquidos de IRRF (30.382) –

31.285 71.120

A referida proposta de distribuição dos dividendos e juros sobre o capital próprio por classe de ação é demonstradacomo se segue:

2003 2002

Ações ordinárias 19.315 43.910Ações preferenciais Classe “A” 11.299 25.686Ações preferenciais Classe “B” 671 1.524

31.285 71.120

305

24. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

A conciliação entre a alíquota efetiva e nominal de imposto de renda e contribuição social é como se segue:

2003 2002Lucro antes do imposto de renda e contribuição social sobre o

Lucro líquido 62.893 55.305

Alíquota nominal 34% 34%21.384 18.804

Participação dos empregados (1.563) (1.342)Outros 34 4.253Despesa com IR e CSLL 19.855 21.715

25. OBRIGAÇÕES COM BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO

A Companhia é patrocinadora de fundo de pensão de benefício definido, administrado pela Fundação COELCE deSeguridade Social - FAELCE, entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, que tem por finalidadeprincipal complementar os benefícios a que têm direito auferir, como segurados de previdência social, os empregadosda Companhia Energética do Ceará - COELCE. Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribui com umaparcela mensal proporcional a dos participantes da FAELCE, em função dos planos de benefícios.

O cálculo das reservas matemáticas relativas aos benefícios de suplementação de aposentadorias e pensões daFundação adota o regime financeiro de capitalização. A Companhia contribui mensalmente com a taxa de 5,65% dafolha de remuneração de todos os seus empregados e dirigentes, participantes da Fundação, para cobertura do custonormal, e com taxa de 3% sobre o quociente (não inferior à unidade) entre o número de empregados e dirigentesparticipantes da FAELCE, existentes em 31 de julho de 1997, e o número de empregados participantes existentes nomês de competência da Contribuição Suplementar Amortizante, estando prevista a vigência dessa contribuiçãosuplementar durante 22 anos e 6 meses a contar de julho de 1997. Além desse percentual, a patrocinadora é responsávelpelo pagamento das despesas administrativas da referida entidade.

A Companhia não concede outros benefícios pós-emprego a seus empregados, e até dezembro de 2003 contribuiu comR$7.013 referentes a contribuições previdenciárias e custeio administrativo.

A Companhia optou por registrar os passivos atuariais conforme previsto na Deliberação CVM no 371, de 13 dedezembro de 2000, diretamente no patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2001, no montante de R$10.750, líquidodos efeitos tributários correspondentes.

Os ativos dos planos estão posicionados em 31 de dezembro de 2003, tendo sido considerada a base cadastral de 31de outubro de 2003, na qual o plano contava com 1.419 participantes ativos, 1.526 participantes aposentados e 414grupos de pensionistas de participantes já falecidos.

A obrigação atuarial com a FAELCE foi calculada por atuário independente e sua composição é como se segue:

2003 2002Longo Longo

Circulante prazo Total Circulante prazo Total

Programa de incentivo à pré-aposentadoria 5.689 – 5.689 5.235 – 5.235Contribuições parceladas 7.564 45.381 52.945 6.260 46.955 53.215Obrigação por benefícios pós-emprego – 16.289 16.289 – 16.289 16.289Total 13.253 61.670 74.923 11.495 63.244 74.739

O saldo do Programa de Incentivo à Pré-aposentadoria refere-se a valores decorrentes de planos de demissãovoluntária e incentivada (PDV/PDI) estabelecidos pela Companhia em anos anteriores.

306

As contribuições parceladas referem-se a débitos provenientes de retenções e atrasos nos repasses de obrigações e seusencargos financeiros. O total da dívida foi consolidado em um único contrato de parcelamento, assinado em 30 dejunho de 1999, com as seguintes principais condições:

• Remuneração com base na variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor INPC mais juros de 0,75% ao mês;• Prazo de amortização de 144 meses;• 2,5 anos de carência e vencimento final em junho de 2011.

A composição da obrigação atuarial, em 31 de dezembro de 2003, é como se segue:

2003 2002

Valor justo dos ativos do plano 308.517 248.410Valor do passivo atuarial (371.760) (328.248)Perda (ganho) atuarial não reconhecido (1.908) 8.390Passivo líquido atuarial (65.151) (71.448)Outras obrigações (9.772) (3.291)Passivo líquido (74.923) (74.739)

Movimentação do passivo líquido atuarial em 2003:

Saldo em 31 de dezembro de 2002 71.448Contribuições da patrocinadora (15.605)Custo esperado 2003 9.308Saldo em 31 de dezembro de 2003 65.151

Despesa prevista para 2004:

Custo do serviço corrente 4.885Custo dos juros 36.747Retorno dos investimentos (30.853)Contribuição esperada dos empregados (3.587)

7.192

As principais premissas adotadas pelo atuário independente para a realização da avaliação são:

a) Taxa de juros (desconto) para avaliação do custo de serviço corrente e da obrigação atuarial total: 10,24% a.a.(inflação anual + desconto real de 6% a.a.)

b) Taxa de rendimento esperada sobre ativos do plano: 10,24% a.a. (inflação anual + 6% de juro real a.a.)

c) Taxa do crescimento salarial: 5,18%, equivalente à inflação anual + 1,13% de crescimento real (média anualprojetada segundo escala de mérito pessoal adotada com base em ajustamento por curva logarítmica do tipo a +b ln x, onde x é a idade do empregado participante, sendo a = -2.198 e b = 1.127) para os empregados participantese 4% ao ano (só inflação anual) para os participantes ativos não empregados.

d) Taxa de inflação esperada de 4% a.a.

e) Índice de reajuste de benefícios concedidos de prestação continuada: 4% a.a. (somente a inflação).

f) Fator de capacidade de o benefício/salário preservar seu poder aquisitivo ao longo de cada ano: 0,98 (ou 98%),compatível com uma inflação de 4% a.a.

g) Taxa de rotatividade: Tábua decrescente em função da idade aplicada somente aos empregados participantes doPlano BD, representando uma rotatividade média de 0,77% ao ano na projeção para os próximos 12 meses e de0,27% ao ano na projeção para os anos remanescentes de atividade, sendo que para os participantes ativos nãoempregados a rotatividade foi considerada nula.

h) Tábua Geral de Mortalidade: AT-49 (qx)

i) Tábua de entrada em invalidez: LIGHT-MÉDIA (ix)

j) Tábua de mortalidade de inválidos: IAPB-55 (qxi )

k) Tábua de mortalidade de ativos: obtida pelo método de Hamza a partir dos valores adotados para qx / ix / qxi

l) Composição de família: experiência obtida na região de atuação da empresa patrocinadora.

307

26. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Comissão de Valores Mobiliários - CVM, por meio da Instrução nº 235, de 23 de março de 1995, estabeleceu adivulgação, em nota explicativa às demonstrações financeiras, do valor de mercado dos instrumentos financeiros,reconhecidos ou não, nas demonstrações financeiras.

O negócio da Companhia compreende a distribuição de energia para os consumidores de sua área de concessão - oEstado do Ceará; portanto, os instrumentos financeiros significativos estão relacionados às seguintes transações:

• Os saldos de contas a receber e a pagar a longo prazo estão relacionados à recomposição tarifária extraordináriae, portanto, não estão sujeitos a ajuste a valor de mercado;

• Aplicações em fundos de curto prazo e/ou aplicações de renda fixa se aproximam do valor de mercado;

• As participações societárias em outras empresas constituem valores irrelevantes, sendo a maioria das ações nãocotada no mercado;

• Os empréstimos da Companhia concentrados no curto prazo, para atendimento de seu capital de giro, aproximam-se de valorde mercado na data de balanço. Para os empréstimos de longo prazo, por se tratarem, em sua maioria, de fontes definanciamentos específicas, o valor de mercado não foi calculado de forma a obter o valor de negociação a taxas vigentes nomercado para contratos em condições e prazos similares. A Companhia adota a prática de celebrar contratos de swap juntoa instituições financeiras, a fim de reduzir os riscos de taxa de câmbio e de taxa de juros, conforme comentado a seguir.

Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim enumerados:

a. Risco de Taxa de Câmbio

Esse risco decorre da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas decâmbio que aumentem os saldos de passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captados nomercado e as despesas financeiras. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia celebra contratos de swap juntoa instituições financeiras (Nota 16). Os ganhos ou perdas dessas operações estão registrados na demonstração doresultado. Os ganhos não realizados com contratos de swap em aberto na data-base 31 de dezembro de 2003 estãoregistrados nas contas Empréstimos a Curto Prazo e Empréstimos e Financiamentos e totalizam R$17.828.

b. Risco de Taxa de Juros

Esse risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxasde juros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado.

Outro risco que a Companhia enfrenta é a não-correlação entre os índices de atualização monetária de suasdívidas e das contas a receber. Os reajustes de tarifas de energia elétrica não necessariamente acompanham osaumentos nas taxas de juros locais que afetam as dívidas da Companhia.

c. Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade derecebimento de valores faturados a seus clientes. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia tem o direitode interromper o fornecimento de energia caso o cliente deixe de realizar o pagamento de suas faturas, dentrode parâmetros e prazos definidos pela legislação e regulamentação específicas. A provisão para créditos deliquidação duvidosa é estabelecida em montante julgado suficiente pela Administração da Companhia paracobrir possíveis riscos de realização das contas a receber (Nota 5).

d. Valor de Mercado

Nas considerações efetuadas pela Companhia, foram adotados valores de mercado de acordo com condiçõesverificadas no mercado em 31 de dezembro de 2003, para transações financeiras com condições similares.

O valor de mercado dos contratos de swap em 31 de dezembro de 2003 os quais estão relacionados aoscontratos de empréstimos e moeda estrangeira (Nota 16), é o seguinte:

2003 Valor Valor

contábil mercado

Contratos de swap 17.828 (12.068)

308

27. FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

A composição do fornecimento de energia elétrica, por classe de consumidores, é como se segue:

(Não auditado) (Não auditado)Nº de consumidores MWh R$

2003 2002 2003 2002 2003 2002Fornecimento faturado

Residencial 1.686.963 1.595.764 1.879.163 1.728.755 509.259 425.960Industrial 7.110 7.588 1.673.465 1.684.810 307.621 238.271Comércio, serviços e outros 137.969 139.899 1.087.751 1.010.335 331.184 246.363Rural 251.384 241.073 535.690 423.745 81.074 50.635Poder público 23.117 23.741 282.224 253.932 82.880 58.744Iluminação pública 590 261 319.947 290.587 39.933 44.718Serviços públicos 1.219 1.083 206.486 200.969 61.024 28.238

2.108.352 2.009.409 5.984.726 5.593.133 1.412.975 1.092.929Transferência receita antecipada (57.746) –Total do fornecimento 1.355.229 1.092.929Suprimento 3 3 7.521 9.770 3.681 67.730Fornecimento não faturado – – – – 10.835 9.477Baixa renda – – – – 89.382 27.374Ativo regulatório – – – – 8.916 64.759Recuperação do ativo regulatório – – – – (52.558) (43.895)Encargos de uso da rede elétrica 920 629Outras receitas – – – – 16.761 15.082ICMS – – – – (292.328) (232.484)Quota para reserva global de reversão – – – – (14.972) (14.198)Outros impostos e contribuições sobre a

receita – – – – (52.189) (43.280)Encargo de capacidade emergencial - - - - (44.021) (28.182)Total 2.108.355 2.009.412 5.992.247 5.602.903 1.029.656 915.941

28. OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS

2003 2002

Inspeção de instalações e serviços vários 2.082 5.124Renda na prestação de serviços 5.048 3.386Arrendamento e aluguéis 6.680 5.170Serviço taxado 2.902 1.378Outros 49 24

16.761 15.082

29. RESULTADO DO SERVIÇO

As despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:

2003 2002

Receita operacional líquida 1.029.656 915.941Despesa operacional:

Pessoal 83.781 74.052Material 5.757 6.164Serviços de terceiros 95.812 78.267Energia elétrica comprada para revenda 403.157 318.223Encargos do uso do sistema de transmissão 61.214 48.688Energia Livre 8.643 2.670Conta consumo de combustível 45.399 37.308Depreciação e amortização 80.807 66.221Amortização do ágio oriundo da incorporação 42.235 37.851Provisões p/ créditos de liquidação duvidosa 4.113 32.434Outras despesas (Ver tabela abaixo) 37.495 43.733Total 868.413 745.611

Resultado do serviço 161.243 170.330

309

Despesas de pessoal: 2003 2002

Remunerações 55.851 51.676Encargos sociais 19.334 17.986Benefícios 17.001 15.748Incentivo à aposentadoria e plano de demissão voluntária 5.482 3.465Outros (182) 799(-) Transferências para imobilização em curso (13.705) (15.622)Total 83.781 74.052

2003 2002Outras despesas operacionais:Aluguéis 1.319 1.238Provisão para contingências 15.748 30.619Doações, contribuições e subvenções 1.389 1.564Pesquisa e desenvolvimento eficiência energética 2.417 2.088Taxa de fiscalização ANEEL 2.134 1.803Seguros 1.227 1.068Custos com racionamento 4.570 –Tributos 705 1.577Estagiários 442 341Indenizações a terceiros 1.564 1.337Publicidade e propaganda 822 1.433Publicações legais e assinaturas 759 748Transporte próprio 379 588Custas judiciais 136 110Despesas gerais 3.884 (781)Total 37.495 43.733

30. PARTICIPAÇÃO NOS RESULTADOS

A Companhia implantou o programa de participação dos empregados nos resultados, nos moldes da Lei nº 10.101/00e artigo nº 189 da Lei nº 6.404/76, baseado em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidocom os mesmos. O montante dessa participação para o exercício de 2003 foi de R$4.598 (R$3.948 em 2002).

31. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES

Os honorários dos administradores foram fixados pela Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 29de abril de 2003, no montante global anual de até R$3.200 (R$3.600 em 2002). Desse total, R$2.724 (R$2.118 em2002) foram apropriados em despesas gerais e administrativas durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2003.

32. SEGUROS

Os principais ativos em serviço da Companhia estão segurados por uma apólice internacional do Grupo Endesa, nomontante global de R$476.311 em 31 de dezembro de 2003 (R$589.763 em 2002), tendo um prêmio total pago deR$202 (R$425 em 2002). A especificação por modalidade de risco e data de vigência está demonstrada a seguir:

Risco Vigência 2003 2002

Danos materiais 31.12.2003 a 31.12.2004 476.311 589.763

310

33. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADE (NÃO AUDITADO)

Em atendimento às instruções e orientações da ANEEL, apresentamos as demonstrações financeiras, em 31 dedezembro de 2003, das Unidades de Negócio: Distribuição, Comercialização, Atividades não Vinculadas à Concessãodo Serviço Público de Energia Elétrica e Consolidado.

Em 31 deAtividades dezembro de 2003

Demonstração do Resultado por atividade Distribuição Comercialização não vinculadas Consolidado

Receita operacional 759.884 673.282 - 1.433.166Fornecimento de energia elétrica 750.545 661.259 – 1.411.804

Consumidores, concessionárias e permissionárias 730.844 635.220 1.366.064Baixa renda 47.819 41.563 – 89.382Ativo regulatório (28.118) (15.524) – (43.642)

Suprimento de energia elétrica – 3.681 – 3.681Uso da rede de transmissão 920 – – 920Outras receitas operacionais 8.419 8.342 – 16.761

Deduções da receita operacional (203.424) (200.086) – (403.510)ICMS (157.205) (135.123) – (292.328)PIS (5.392) (4.472) – (9.864)COFINS (25.779) (16.470) – (42.249)ISS (76) – – (76)Quota para RGR (14.972) – – (14.972)Encargo de capacidade emergencial – (44.021) – (44.021)

Receita operacional líquida 556.460 473.196 - 1.029.656Custo do serviço de energia elétrica 160.641 528.609 1.400 690.650

Custo com energia elétrica – 473.014 – 473.014Energia elétrica comprada para revenda – 411.800 – 411.800Encargos de uso da rede transmissão – 61.214 – 61.214

Custo de operação 160.641 55.595 1.400 217.636Pessoal 39.200 19.367 – 58.567Entidade de previdência privada 4.694 2.319 – 7.013Material 2.815 855 – 3.670Serviços de terceiros 44.311 24.189 – 68.500Depreciação e amortização 67.844 8.298 1.400 77.542Outras 1.777 567 – 2.344

Custo do serviço prestado a terceiros 4.141 1.010 - 5.151Lucro operacional bruto 391.678 (56.423) (1.400) 333.855Despesas operacionais 101.227 29.146 42.239 172.612

Despesas com vendas 13.849 2.586 – 16.435Despesas gerais e administrativas 38.439 16.977 – 55.416Amortização do ágio oriundo da incorporação – – 42.235 42.235Conta consumo de combustível 45.399 – – 45.399Taxa de fiscalização ANEEL 2.134 – – 2.134Provisão para créditos de liquidação duvidosa – 4.113 – 4.113Outras 1.406 5.470 4 6.880

Resultado do serviço 290.451 (85.569) (43.639) 161.243Receita (despesa) financeira (175.055) 76.701 – (98.354)

Renda de aplicações financeiras 20.768 – – 20.768Variações monetárias (38.805) – – (38.805)Encargos de dívidas (líquido de R$29, transferido para o

custo de obra - Nota 12) (109.178) (1.067) – (110.245)Acréscimo moratório em conta de energia 15 25.803 – 25.818Atualização do ativo regulatório – 43.448 – 43.448Juros sobre o capital próprio (53.000) – – (53.000)Atualização de impostos a recuperar 15.352 – – 15.352Outras (10.207) 8.517 – (1.690)

Resultado operacional 115.396 (8.868) (43.639) 62.889Receita não operacional 4.220 – 1.051 5.271Despesa não operacional (5.267) – – (5.267)Lucro (prejuízo) antes da contribuição social e do imposto de renda 114.349 (8.868) (42.588) 62.893Contribuição social (5.067) – – (5.067)Imposto de renda (14.788) – – (14.788)Lucro líquido antes das participações e da reversão dos juros sobre o capital próprio 94.494 (8.868) (42.588) 43.038Participação nos lucros (4.598) – – (4.598)Reversão dos juros sobre o capital próprio 53.000 - - 53.000Lucro líquido (prejuízo) do exercício / período 142.896 (8.868) (42.588) 91.440

311

34. NOVO MODELO DO SETOR ELÉTRICO

O Ministério de Minas e Energia apresentou no final de 2003 as bases para uma ampla reforma institucional no setorelétrico brasileiro. As principais alterações no ambiente constitucional foram definidas por meio da edição das medidasprovisórias nº 144 e nº 145:

• Foram criadas três novas estruturas para assegurar o cumprimento dos objetivos do novo modelo: a Empresa dePesquisa Energética (EPE), que executará, dentre outros, os estudos para definição da Matriz Energética, oplanejamento integrado dos recursos energéticos e da expansão do setor elétrico; a Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica (CCEE), que fará a administração da contratação de energia no âmbito do ACR e atuará comointerveniente nos contratos bilaterais do firmados no pool e o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE),que monitorará as condições de atendimento no horizonte de cinco anos e recomendará as ações preventivas para arestauração da segurança do suprimento. Estas novas entidades não representarão custos adicionais para o consumidor;

• Novo modelo institucional do setor elétrico tem os seguintes objetivos principais: promover a modicidade tarifária;garantir a segurança do suprimento de energia elétrica; assegurar a estabilidade do marco regulatório; e promovera universalização do atendimento;

• Foram definidos dois ambientes de contratação de energia, um regulado, congregando todos os consumidorescativos e os distribuidores, no qual as compras de energia se farão sempre por licitação, pelo critério de menortarifa, e outro livre, no qual se inscrevem os consumidores livres e os comercializadores, com capacidade denegociar seus contratos de suprimento;

• No novo modelo há a exigência da desverticalização da distribuição, impedindo que custos estranhos aofornecimento de energia aos consumidores cativos sejam indevidamente repassados às suas tarifas;

• Quanto a segurança de suprimento, o novo modelo do setor elétrico exige a contratação de 100% da demanda porparte de todos os agentes de consumo (distribuidores e consumidores livres), lastreada, basicamente, em contratoscom prazos não inferiores a cinco anos;

• O novo modelo, limita o self-dealing, retirando as barreiras existentes na relação entre distribuidores e geradores que nãopertençam ao mesmo grupo econômico e estabelece que será assegurado um contrato de compra de energia, pelo prazomínimo de 15 anos, aos vencedores dos processos de licitação, para atender à expansão do mercado das distribuidoras;

• No novo modelo haverá um maior controle da inadimplência mediante a exigência de contratos de constituição degarantia e, também, ao exigir plena quitação das obrigações intra-setoriais como requisito essencial para osprocessos de reajuste e revisão tarifária.

35. PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA

A Resolução nº 493, de 3 de setembro de 2002, da Agência Nacional de Energia Elétrica estabeleceu a metodologia eos critérios gerais para definição da base de remuneração, visando à revisão tarifária periódica das concessionárias dedistribuição de energia elétrica.

A Companhia encerrou o seu primeiro processo de revisão tarifária no dia 22 de abril de 2003, quando da aplicaçãodo Índice de Reposicionamento Tarifário, conforme estabelece o Contrato de Concessão. Para efeito de cálculo doÍndice, o valor dos ativos utilizados pela ANEEL foi provisório, devendo ser substituído, quando da aprovação dorelatório de avaliação dos ativos, para a devida compensação no reajuste anual de 2004. O percentual de Quota deReintegração adotado na revisão também foi provisório, devendo ser estabelecido o valor definitivo para compensaçãono reajuste de 2004, inclusive considerando o valor da Base de Remuneração final.

O índice preliminar de reposicionamento tarifário da COELCE foi de 31,29%, aplicado a partir de 22 de abril de 2003,conforme estabelece o Contrato de Concessão. O fator X foi de 1,47%, ainda provisório, já que a metodologia deveráser submetida a audiência pública. A COELCE aplicou o reajuste de forma integral, portanto não havendoparcelamento do Índice de Reajuste Tarifário.

12.01 - DESCRIÇÃO DAS INFORMAÇÕES ALTERADAS

Estamos reenviando arquivo por motivo de perda em formatação do item 10.01 Relatório de Administração, quando do

envio anterior.

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312

313

ANEXO G

Informações Trimestrais - ITR

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314

315

SERVIÇO PÚBLICO FEDERAL Divulgação Externa

CVM - COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Legislação Societária

ITR - INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

EMPRESA COMERCIAL, INDUSTRIAL E OUTRAS DATA-BASE - 30/06/2004

O REGISTRO NA CVM NÃO IMPLICA QUALQUER APRECIAÇÃO SOBRE A COMPANHIA, SENDO OS SEUS ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELAVERACIDADE DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS.

01.01 - IDENTIFICAÇÃO

1 - Código CVM 2 - Denominação Social 3 - CNPJ 4 - NIRE01486-9 CIA. ENERG. CEARÁ - COELCE 07.047.251/0001-70 23300007891

01.02 - SEDE

1 - Endereço Completo 2 - Bairro ou Distrito 3 - CEP 4 - Município 5 - UFAv. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres 60127-900 Fortaleza CE6 - DDD 7 - Telefone 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telex85 216-1350 – – –11 - DDD 12 - Fax 13 - Fax 14 - Fax 15 - E-mail85 216-1401 – – investor@coelce.com.br

01.03 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES (Endereço para Correspondência com a Companhia)

1 - Nome 2 - Endereço Completo 3 - Bairro ou DistritoAntônio Osvaldo Alves Teixeira Av. Barão de Studart, 2.917 Dionísio Torres4 - CEP 5 - Município 6 - UF 7 - DDD 8 - Telefone 9 - Telefone 10 - Telefone60127-900 Fortaleza CE 85 216-1350 – –11 - Telex 12 - DDD 13 - Fax 14 - Fax 15 - Fax 16 - E-mail – 85 216-1401 – – investor@coelce.com.br

01.04 - REFERÊNCIA/AUDITOR

Exercício Social em Curso Trimestre Atual Trimestre Anterior1 - Início 2 - Término 3 - Número 4 - Início 5 - Término 6 - Número 7 - Início 8 - Término01/01/2004 31/12/2004 2 01/04/2004 30/06/2004 1 01/01/2004 31/03/20049 - Nome/Razão Social do Auditor 10 - Código CVM 11 - Nome do Responsável Técnico 12 - CPF do Responsável TécnicoDeloitte Touche Tohmatsu 00385-9 José Carlos Monteiro 443.201-918-20

01.05 - COMPOSIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL

Número de Ações (Mil) 1 - Trimestre Atual 30/06/2004 2 - Trimestre Anterior 31/03/2004 3 - Igual Trimestre Ex. Anterior 30/06/2003Do Capital Integralizado

1 - Ordinárias 96.135.875 96.135.875 96.135.8752 - Preferenciais 59.574.725 59.574.725 59.574.7253 - Total 155.710.600 155.710.600 155.710.600

Em Tesouraria4 - Ordinárias 0 0 05 - Preferenciais 0 0 06 - Total 0 0 0

01.06 - CARACTERÍSTICAS DA EMPRESA

1 - Tipo de Empresa 2 - Tipo de Situação 3 - Natureza do Controle Acionário 4 - Código AtividadeEmpresa Comercial, Industrial e Outras Operacional Privada Nacional 112 - Energia Elétrica5 - Atividade Principal 6 - Tipo de Consolidado 7 -Tipo do Relatório dos AuditoresVenda de Energia Elétrica Não Apresentado Sem Ressalva

01.07 - SOCIEDADES NÃO INCLUÍDAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS

1 - Item 2 - CNPJ 3 - Denominação Social

01.08 - PROVENTOS EM DINHEIRO DELIBERADOS E/OU PAGOS DURANTE E APÓS O TRIMESTRE

1 - Item 2 - Evento 3 - Aprovação 4 - Provento 5 - Início Pagto. 6 - Tipo Ação 7 - Valor do Provento p/ Ação

01.09 - CAPITAL SOCIAL SUBSCRITO E ALTERAÇÕES NO EXERCÍCIO SOCIAL EM CURSO

1 - Item 2 - Data da 3 - Valor do Capital 4 - Valor da Alteração 5 - Origem da Alteração 7 - Quantidade de 8 -Preço da Ação naAlteração Social (Reais Mil) (Reais Mil) Ações Emitidas (Mil) Emissão (Reais)

01.10 - DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

1 - Data 2 - Assinatura30/06/2004

316

02.01 - BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (Reais Mil)

Código Descrição 30/06/2004 31/03/2004

1 Ativo Total 2.431.352 2.473.429

1.01 Ativo Circulante 580.798 627.423

1.01.01 Disponibilidades 135.709 203.730

1.01.01.01 Numerário Disponível 30.978 15.424

1.01.01.02 Aplicações Financeiras 104.731 188.306

1.01.02 Créditos 413.110 390.151

1.01.02.01 Consumidores, Concess. Permissionários 275.669 253.370

1.01.02.02 Parcelamento Débito de Energia 38.503 39.499

1.01.02.03 Programa Emergencial - Racionamento 3.323 3.894

1.01.02.04 Serviços em Curso 3.274 2.753

1.01.02.05 Tributos a Compensar 14.174 9.505

1.01.02.06 Devedores Diversos 6.111 7.672

1.01.02.07 Baixa Renda 17.493 16.225

1.01.02.08 Tributos Diferidos 28.350 29.333

1.01.02.09 Depósitos Vinculados 17.809 17.809

1.01.02.10 Outras 8.404 10.091

1.01.03 Estoques 742 835

1.01.03.01 Almoxarifado 742 835

1.01.04 Outros 31.237 32.707

1.01.04.01 Despesas Pagas Antecipadamente 31.237 32.707

1.02 Ativo Realizável a Longo Prazo 357.229 363.671

1.02.01 Créditos Diversos 264.138 270.549

1.02.01.01 Consumidores, Concess. Permissionários 216.613 221.602

1.02.01.02 Empréstimos e Financiamentos 723 820

1.02.01.03 Parcelamento Débito de Energia 30.657 33.323

1.02.01.04 Depósitos Judiciais 16.125 14.784

1.02.01.05 Cauções e Depósitos Vinculados 20 20

1.02.02 Créditos com Pessoas Ligadas 0 0

1.02.02.01 Com Coligadas 0 0

1.02.02.02 Com Controladas 0 0

1.02.02.03 Com Outras Pessoas Ligadas 0 0

1.02.03 Outros 93.091 93.122

1.02.03.01 IR/CSSL Diferido 49.309 55.861

1.02.03.02 Trib. e Contr. Sociais Compensáveis 13.041 11.319

1.02.03.03 Despesas Pagas Antecipadamente 30.461 25.663

1.02.03.04 Outros 280 279

1.03 Ativo Permanente 1.493.325 1.482.335

1.03.01 Investimentos 506 610

1.03.01.01 Participações em Coligadas 0 0

1.03.01.02 Participações em Controladas 0 0

1.03.01.03 Outros Investimentos 506 610

1.03.01.03.01 Participações Societárias 387 491

1.03.01.03.02 Bens e Direitos para Uso Futuro 7 7

1.03.01.03.03 Bens de Renda 112 112

1.03.02 Imobilizado 1.492.141 1.480.860

1.03.03 Diferido 678 865

317

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)

Código Descrição 30/06/2004 31/03/2004

2 Passivo Total 2.431.352 2.473.429

2.01 Passivo Circulante 545.354 591.244

2.01.01 Empréstimos e Financiamentos 259.548 276.207

2.01.02 Debêntures 0 0

2.01.03 Fornecedores 96.822 87.368

2.01.04 Impostos, Taxas e Contribuições 61.905 56.636

2.01.04.01 ICMS 35.621 30.302

2.01.04.02 Encargos Sociais 24.785 24.348

2.01.04.03 Outros 1.499 1.986

2.01.05 Dividendos a Pagar 95 31.534

2.01.05.01 Dividendos 95 31.534

2.01.06 Provisões 22.095 30.220

2.01.06.01 Da Folha de Pagamento 7.115 5.647

2.01.06.02 Dos Enc. s/Folha de Pagamento 2.547 1.991

2.01.06.03 Do Imposto de Renda 0 0

2.01.06.04 Contribuição Social 150 0

2.01.06.05 Tributos Diferidos 6.367 9.675

2.01.06.06 Contingências 2.177 567

2.01.06.07 Obrigações com Benefícios Pós-Emprego 3.739 12.340

2.01.07 Dívidas com Pessoas Ligadas 54.215 52.708

2.01.08 Outros 50.674 56.571

2.01.08.01 Ent. Prev. Privada - Empregados 232 232

2.01.08.02 Programa Emergencial - Racionamento 0 0

2.01.08.03 Taxa Iluminação Pública Arrecadada 5.077 4.657

2.01.08.04 Folha de Pagamento 2.365 2.362

2.01.08.05 Encargos de Dívida 4.205 11.678

2.01.08.06 Encargos do Consumidor a Recolher 14.248 13.960

2.01.08.07 Participação dos Empregados 4.099 6.650

2.01.08.08 Outros 20.448 17.032

2.02 Passivo Exigível a Longo Prazo 718.528 719.134

2.02.01 Empréstimos e Financiamentos 427.756 436.074

2.02.01.01 Moeda Nacional 266.961 229.435

2.02.01.02 Moeda Estrangeira 160.795 206.639

318

02.02 - BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (Reais Mil)

Código Descrição 30/06/2004 31/03/2004

2.02.02 Debêntures 0 0

2.02.03 Provisões 87.098 87.119

2.02.03.01 Contingências 87.098 87.119

2.02.04 Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0

2.02.05 Outros 203.674 195.941

2.02.05.01 Fornecedores 58.436 59.148

2.02.05.03 Tributos Diferidos 72.939 72.939

2.02.05.04 Obrigações com Benefícios Pós-Emprego 70.918 62.473

2.02.05.05 Outros 1.381 1.381

2.03 Resultados de Exercícios Futuros 2.988 13.243

2.03.01 Receita recebida antecipadamente 2.988 13.243

2.05 Patrimônio Líquido 1.164.482 1.149.808

2.05.01 Capital Social Realizado 433.057 433.057

2.05.02 Reservas de Capital 688.781 681.719

2.05.02.01 Remun. das Imobilizações em Curso 31.160 31.160

2.05.02.02 Rec. Dest. Aumento Capital 6 6

2.05.02.03 Doações e Subvenções para Investimento 7.062 0

2.05.02.04 Ágio na Emissão de Ações 650.553 650.553

2.05.03 Reservas de Reavaliação 0 0

2.05.03.01 Ativos Próprios 0 0

2.05.03.02 Controladas/Coligadas 0 0

2.05.04 Reservas de Lucro 22.649 22.649

2.05.04.01 Legal 22.649 22.649

2.05.04.02 Estatutária 0 0

2.05.04.03 Para Contingências 0 0

2.05.04.04 De Lucros a Realizar 0 0

2.05.04.05 Retenção de Lucros 0 0

2.05.04.06 Especial p/Dividendos não Distribuídos 0 0

2.05.04.07 Outras Reservas de Lucro 0 0

2.05.05 Lucros/Prejuízos Acumulados 19.995 12.383

319

03.01 - DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO (Reais Mil)

01/04/2004 a 01/01/2004 a 01/04/2003 a 01/01/2003 a

Código Descrição 30/06/2004 30/06/2004 30/06/2003 30/06/2003

3.01 Receita Bruta de Vendas e/ou Serviços 457.094 898.780 361.456 655.627

3.02 Deduções da Receita Bruta (127.148) (247.567) (94.967) (178.128)

3.03 Receita Líquida de Vendas e/ou Serviços 329.946 651.213 266.489 477.499

3.04 Custo de Bens e/ou Serviços Vendidos (261.546) (511.315) (162.100) (311.656)

3.05 Resultado Bruto 68.400 139.898 104.389 165.843

3.06 Despesas/Receitas Operacionais (55.932) (107.196) (73.789) (125.560)

3.06.01 Com Vendas (4.097) (7.377) (3.081) (6.063)

3.06.02 Gerais e Administrativas (42.883) (80.627) (25.996) (57.693)

3.06.02.01 Administrativas (5.218) (9.765) (6.130) (11.619)

3.06.02.02 Amortização Ágio da Incorporação (10.974) (21.948) (10.559) (21.118)

3.06.02.03 Subvenções CCC/CDE (16.014) (27.059) (11.288) (23.244)

3.06.02.04 Taxa de Fiscalização ANEEL (723) (1.290) (567) (1.000)

3.06.02.05 Provisão p/Créditos Liquidação Duvidosa (4.000) (8.402) 7.500 11.092

3.06.02.06 Outras (5.954) (12.163) (4.952) (11.804)

3.06.03 Financeiras (8.952) (19.192) (44.712) (61.804)

3.06.03.01 Receitas Financeiras 23.760 48.126 29.594 59.576

3.06.03.02 Despesas Financeiras (32.712) (67.318) (74.306) (121.380)

3.06.04 Outras Receitas Operacionais 0 0 0 0

3.06.05 Outras Despesas Operacionais 0 0 0 0

3.06.06 Resultado da Equivalência Patrimonial 0 0 0 0

3.07 Resultado Operacional 12.468 32.702 30.600 40.283

3.08 Resultado não Operacional 165 (371) 1.764 249

3.08.01 Receitas 555 834 3.212 3.727

3.08.02 Despesas (390) (1.205) (1.448) (3.478)

3.09 Resultado antes Tributação/Participações 12.633 32.331 32.364 40.532

3.10 Provisão para IR e Contribuição Social (150) (150) 0 0

3.11 IR Diferido (3.611) (9.868) (7.649) (10.046)

3.12 Participações/Contribuições Estatutárias (1.260) (2.318) (1.059) (2.238)

3.12.01 Participações (1.260) (2.318) (1.059) (2.238)

3.12.02 Contribuições 0 0 0 0

3.13 Reversão dos Juros sobre Capital Próprio 0 0 35.000 35.000

3.15 Lucro/Prejuízo do Período 7.612 19.995 58.656 63.248

NÚMERO AÇÕES, EX-TESOURARIA (Mil) 155.710.600 155.710.600 155.710.600 155.710.600

LUCRO POR AÇÃO 0,00005 0,00013 0,00038 0,00041

PREJUÍZO POR AÇÃO

320

04.01 - NOTAS EXPLICATIVAS

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

A Companhia Energética do Ceará - COELCE é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária do serviçopúblico de energia elétrica.

A COELCE tem como área de concessão todo o Estado do Ceará, atendendo a aproximadamente 2,2 milhões deconsumidores em 30 de junho de 2004. A concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica se deuatravés do Contrato de Concessão de Distribuição no 01/98, de 13 de maio de 1998, da Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL, com vencimento para 12 de maio de 2028.

Em 2 de abril de 1998, através de leilão efetuado junto à Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, a Distriluz EnergiaElétrica S.A. adquiriu 82,69% do capital votante da Companhia, equivalentes a 51,05% do total das ações. Em 27 desetembro de 1999, a COELCE incorporou a sua controladora, passando a ser controlada pela Investluz S.A..

2. APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS

As Informações Trimestrais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, emconsonância com a legislação específica emanada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e instruçõesda Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

As práticas contábeis adotadas na elaboração das informações trimestrais são consistentes com as práticas adotadasna elaboração das demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2003.

3. APLICAÇÕES FINANCEIRAS

Os saldos de aplicações financeiras estão relacionados a fundos mútuos de renda fixa com remuneração diária:

Banco 30/06/2004 31/03/2004Bradesco 1.666 13.134Banco do Brasil - 14.216Unibanco - 8.154HSBC Bank 8.457 36.971Banco do Estado do Ceará 9.986 16.118Bic Banco 3.390 3.315Banco Safra 14.604 8.338Banco Santander 16.480 15.895Banco Itaú - 9.192Banco Galvão de Negócios S.A 1.051 1.013Banco Santos 1.058 1.020Banco Votorantim 48.039 60.940Total 104.731 188.306

321

4. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIOS E PERMISSIONÁRIOS

A composição das contas a receber de consumidores, concessionários e permissionários, está demonstrada a seguir:

Circulante 30/06/04 31/03/04Classe de consumidores

Residencial 73.319 61.961Industrial 20.370 15.813Comercial 28.760 27.514Rural 12.737 12.364Poder público

Federal 2.034 1.985Estadual 4.877 3.623Municipal 13.618 11.633

Iluminação pública 7.993 6.384Serviço público 4.694 4.285

Subtotal 168.402 145.562Comercialização no âmbito do MAE 8.384 9.359Não faturado 50.258 50.984Ativo regulatório 70.084 70.369Outros créditos 7.259 7.412Encargo emergencial 7.182 6.917Créditos de clientes com ações judiciais 61.973 60.537Subtotal 205.140 205.578

Provisão para créditos de liquidação duvidosa (97.873) (97.770)Total consumidores, concessionários e permissionários – circulante 275.669 253.370Parcelamento de débitos – circulante 38.503 39.499Realizável a Longo Prazo

Comercialização no âmbito do MAE 16.359 16.359Ativo regulatório 200.254 205.243

Total consumidores, concessionários e permissionários – longo prazo 216.613 221.602Parcelamento de débitos – longo prazo 30.657 33.323

Ativo Regulatório – Perdas com racionamento e Energia Livre

Em dezembro de 2001, o governo e as empresas de energia elétrica firmaram o Acordo Geral do Setor Elétrico comas concessionárias distribuidoras e as geradoras de energia elétrica para a retomada do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos existentes e a recomposição de receitas relativas ao período de vigência do ProgramaEmergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (nota 6).

Com base nas disposições contidas na Medida Provisória nº 14 (posteriormente convertida na Lei nº 10.438 de 26 deabril de 2002), na Resolução nº 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, de 21 de dezembro de2001, e na Resolução nº 31 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, de 24 de janeiro de 2002, todas asconcessionárias de distribuição de energia elétrica efetuaram um levantamento do montante da receita decorrente deredução de consumo de energia elétrica no período do racionamento (recomposição tarifária extraordinária) a serreconhecida com o objetivo de retomada do equilíbrio econômico - financeiro dos contratos de concessão.

A referida recomposição tarifária extraordinária se dará por meio da aplicação às tarifas vigentes em 31 de dezembrode 2001, assim reconhecidas pela ANEEL, da seguinte forma:

• 2,9% para os clientes residenciais (exceto baixa renda), rurais e iluminação pública.

• 7,9% para os demais clientes.

322

A recomposição tarifária extraordinária em 30 de junho de 2004, no valor de R$270.338, foi registrada em contas areceber, sendo os efeitos reconhecidos contra resultado dos períodos correspondentes, conforme descrito a seguir:

30/06/04Perdas com o racionamento no exercício de 2001 167.554Perdas com o racionamento em janeiro e fevereiro de 2002 43.307Energia Livre apurada de junho de 2001 a fevereiro de 2002 74.497Atualização monetária das perdas com o racionamento 93.358Atualização monetária da Energia Livre 17.154(-) Recuperação das perdas com o racionamento (125.532)Total 270.338Circulante 70.084Realizável a Longo Prazo 200.254

O valor de R$167.554 refere-se à diferença entre a receita estimada, sem os efeitos da redução de consumo decorrentedo Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, e a receita auferida pela concessionária parao período de junho a dezembro de 2001. Este valor foi homologado pela Resolução ANEEL nº 480 de 29 de agostode 2002.

O valor de R$ 43.307 decorre da diferença entre a receita estimada e a auferida para os meses de janeiro e fevereirode 2002 – conforme item anterior. O valor foi homologado pela Resolução nº 481 de 29 de agosto de 2002.

O montante relacionado à energia livre (energia elétrica gerada e não-vinculada a contratos iniciais ou equivalentes)apurado de junho de 2001 a fevereiro de 2002 será recuperado como ressarcimento aos geradores. Esse montante foicontabilizado com base na Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, no montante de R$63.187, ajustado conformea Resolução Normativa ANEEL nº 001/2004 no montante de R$8.643 e majorado pelos valores recuperáveis de PISe COFINS, no montante de R$2.667.

A receita auferida a partir de janeiro de 2002, por meio dos reajustes de tarifa mencionados anteriormente (2,9% e7,9%), vem sendo alocada integralmente como recuperação do ativo regulatório e da energia livre registrado nascontas a receber. Com o advento das Resoluções nº 36 e nº 89, de 29 de janeiro de 2003 e 25 de fevereiro de 2003,respectivamente, a energia livre passou a ser amortizada a partir do mês de fevereiro de 2003. O percentual deamortização da energia livre foi alterado a partir da Resolução Normativa nº 45 da ANEEL, de 03 de março de 2004.

O saldo apurado de perdas com racionamento sofre correção monetária pela taxa SELIC (acrescida de 1% a.a. até omontante de financiamento liberado pelo BNDES, conforme comentado a seguir).

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES aprovou linha de crédito para financiamentode 90% dos valores de recuperação das perdas decorrentes do Programa de Racionamento no montante de R$204.154.O saldo atualizado do empréstimo em 30 de junho de 2004 monta R$162.135 (nota 11).

Para ter direito a essa compensação, a Companhia renunciou a qualquer pleito judicial ou extrajudicial relativo a fatose normas concernentes ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica e à recomposiçãotarifária extraordinária, bem como aderiu aos acordos firmados entre os agentes do setor elétrico, conforme previstopela legislação vigente.

Essa recomposição tarifária extraordinária vigorará pelo período de 76 meses, a partir de janeiro de 2002, conformeestabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 001, de 12 de janeiro de 2004. As projeções feitas pelaAdministração da Companhia estimam a recuperação deste ativo no prazo definido pela ANEEL, razão pela qual nãoforam constituídas provisões para perdas.

Comercialização no âmbito do MAE

Mercado Atacadista de Energia – MAE 30/06/04 31/03/04Setembro de 2000 a dezembro de 2002 23.376 24.203Janeiro a dezembro de 2003 - 4Janeiro a junho de 2004 1.367 1.511Total 24.743 25.718Circulante 8.384 9.359Longo prazo 16.359 16.359

323

Em julho de 2003 ocorreu a última liquidação financeira referente às transações do MAE efetuadas entre setembro de2000 e dezembro de 2002. Dessa liquidação, a Companhia tem a receber o montante de R$4.457 de concessionáriasinadimplentes (que já efetuaram acordo para pagamento), estando o restante com a exigibilidade suspensa porliminares judiciais, no montante de R$2.560. O montante de R$16.359 permanece em aberto, e está relacionado asliminares judiciais que questionam os valores firmados pelo MAE para as transações ocorridas no referido período desetembro de 2000 a dezembro de 2002. O valor de R$ 1.367, refere-se ao período de janeiro a junho de 2004

No mês de janeiro de 2004, a Companhia registrou R$ 801 a receber, correspondente a receita em virtude da sobra deenergia vendida através do MAE. Entretanto, o extrato fornecido pelo MAE apresenta que a Coelce deveria pagar ummontante de R$ 17.809.

Em virtude do exposto, através da carta PR - 181/2004 enviada por esta Companhia ao MAE em 15 de março de 2004,foi solicitado o ajuste dos valores de liquidação do mês de janeiro de 2004. Através da carta CT – 521/04, enviadapelo MAE, o pedido de recontabilização feito pela Companhia, foi deferido e, portanto, a devolução do valor pago deR$17.809, deverá ocorrer durante o exercício de 2004. A Companhia registrou este pagamento na conta de depósitosvinculados, no ativo circulante.

Encargo Emergencial

Com a Resolução nº 71 da ANEEL, de 7 de julho de 2002, foi instituído o “encargo de capacidade emergencial” paracobrança a partir de março de 2002, e o “encargo de aquisição emergencial” que vigorou durante os meses de janeiroe fevereiro de 2004. Tais encargos devem ser repassados para a CBEE – Comercializadora Brasileira de EnergiaEmergencial, para cobrir os custos com a contratação de capacidade de geração ou de potência de usinas emergenciaise aquisição de energia das mesmas, respectivamente.

A partir de março de 2002, o valor faturado aos consumidores foi de R$0,0049 por KWh para todas as classes -exceto Residencial Baixa Renda. Atualmente, com a Resolução ANEEL nº 496, de 29 de setembro de 2003, o valorpassou para R$0,0085 por KWh para o “encargo de capacidade emergencial” e de R$0,004681 por KWh para o“encargo de aquisição emergencial”, conforme Resolução ANEEL nº 728, de 30 de dezembro de 2003. O valorcorrespondente, registrado na rubrica Outros (passivo circulante), em 30 de junho de 2004, é de R$8.159.

Créditos de clientes com ações judiciais

O montante de R$61.973 representa créditos de clientes com ações judiciais. Deste montante, R$29.170 estãorelacionados a contas a receber de diversos consumidores que questionam a legalidade e pleiteiam a restituição devalores envolvidos na majoração da tarifa de energia elétrica, ocorrida na vigência do Plano Cruzado, conformePortarias nos 38 e 45 do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, de 27 de janeiro e 4 de marçode 1986, respectivamente.

Esses consumidores obtiveram, por meio de medidas judiciais, o direito de compensar os créditos pleiteados com asfaturas de energia elétrica, sem, contudo, ter o mérito da questão transitado em julgado. A Companhia reconheceuprovisão para devedores duvidosos em montante julgado suficiente para cobrir eventuais perdas em relação a estesprocessos.

5. CONSUMIDORES DE BAIXA RENDA

A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, estabeleceu as diretrizes para enquadramento na subclasse Residencial BaixaRenda, da unidade consumidora com consumo mensal inferior a 80KWh, tendo o Decreto nº 4.336, de 15 de agostode 2002, ampliado a regulamentação de enquadramento, para unidades consumidoras com consumo mensal entre 80e 220 KWh.

Em decorrência da nova classificação, a Companhia procedeu ao levantamento das perdas de receita, tendo sidoapurado um total de R$167.228, desde a vigência da lei. Esse montante foi apropriado a crédito na conta Receitas deOperações com Energia Elétrica, em cada período de competência, tendo como contrapartida conta do ativocirculante, segundo ofício circular da ANEEL nº 155, de 24 de janeiro de 2003. Esse valor é submetido mensalmenteà apreciação e homologação da ANEEL, conforme determina a Resolução nº 116, de 19 de março de 2003.

324

Esse subsídio está sendo custeado com recursos financeiros oriundos do adicional de dividendos devidos à Uniãopela ELETROBRÁS, associados às receitas adicionais auferidas pelas concessionárias geradoras, sob controlefederal e na insuficiência dos referidos dividendos da Eletrobrás, com recursos da RGR – Reserva Global deReversão, de acordo com o Decreto nº 4.538/2002.

6. PROGRAMA EMERGENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

30/06/04 31/03/04Ativo circulante

Bônus concedidos a clientes 3.323 3.323Custos a recuperar com o racionamento - 571

3.323 3.894

Devido ao baixo nível das principais bacias hidrográficas brasileiras observado no primeiro semestre de 2001, o GovernoFederal instituiu, entre 1o de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, um programa de racionamento de energia.

As principais medidas adotadas podem ser resumidas da seguinte forma:

• Cobrança de sobretaxas nas tarifas aos consumidores que não cumpram a meta de redução de consumo, definidainicialmente em uma redução de até 20% .

• Distribuição de bônus para consumidores de determinadas faixas de consumo, que apresentem redução superiorà meta estabelecida.

De acordo com o definido pela ANEEL, os valores de sobretaxas faturadas e os bônus concedidos em decorrênciado programa emergencial de redução do consumo de energia elétrica foram controlados separadamente, sem afetaros resultados da Companhia.

7. TRIBUTOS A COMPENSAR

30/06/04 31/03/04Circulante

Imposto de Renda a compensar 6.062 3.029ICMS a compensar 6.335 5.209Contribuição Social a compensar 470 353Outros 1.307 914

14.174 9.505Longo prazo -

ICMS a compensar 13.041 11.319

A partir de janeiro de 2001, a Companhia passou a contabilizar em tributos e contribuições sociais compensáveis oscréditos de ICMS vinculados ao ativo permanente, os quais estão sendo compensados mensalmente à razão de 1/48 avos.

8. DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE

30/06/04 31/03/04Longo

Circulante prazo Total Total

Parcela A – Extraordinária - 26.047 26.047 25.122CVA – Uso da Rede Básica 15.914 - 15.914 18.975CVA – Conta Consumo de Combustível 9.870 - 9.870 11.258CVA – Encargo de Serviço do Sistema 434 - 434 450CVA – Conta de Desenvolvimento Energético 1.797 - 1.797 1.719Custos e Encargos financeiros 602 3.157 3.759 -Seguros e outros 2.620 1.257 3.877 846Total 31.237 30.461 61.698 58.370

Parcela A - Extraordinária

325

Considerando o disposto na Portaria Interministerial nº 296, de 25 de outubro de 2001, e na Medida Provisória nº 14,de 21 de dezembro de 2001, a Companhia registrou como Despesas Antecipadas os incrementos incorridos entrejaneiro e outubro de 2001, relacionados aos custos exógenos imputáveis à despesa operacional, tais como:

• Quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;• Tarifa de uso das instalações de transmissão, integrantes da rede básica;• Energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;• Quota de Reserva Global de Reversão – RGR;• Taxa de fiscalização de serviço de energia elétrica;• Encargos de conexão.

O montante de R$26.047, referente à composição dos valores representativos da Parcela – A relativo ao período de1º de janeiro a 25 de outubro de 2001, foi homologado conforme resolução ANEEL nº 482, de 29 de agosto de 2002.Conforme estabelece a Resolução Normativa ANEEL nº 001/2004 de 12 de janeiro de 2004 a parcela A serárecuperada após a recuperação da recomposição tarifária extraordinária, limitada a 76 meses, comentada na nota 4,não existindo limitação de prazo para recuperar este custo.

Longo prazo

Montante homologado pela ANEEL 15.977Atualização monetária – SELIC 10.070Saldo em 30 de junho de 2004 26.047

CVA

Com o advento das Medidas Provisórias nº 2.227, de 4 de setembro de 2001, e nº 14, de 21 de dezembro de 2001, eda Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, foi instituída uma conta gráfica (Conta de Compensação deVariação de Custos da Parcela A – CVA), para registro da compensação de diferenças, positivas ou negativas, entreo valor de cada item, desde a data do último reajuste tarifário e a de seu efetivo pagamento. Assim sendo, desde abrilde 2004 estão sendo recuperadas as despesas antecipadas constituídas no período de abril de 2003 a março de 2004.

Os saldos apurados estão acrescidos de remuneração financeira baseada na taxa SELIC.

Os custos e encargos financeiros, se referem a custos de estruturação da operação de captação de empréstimos juntoao BNDES e os encargos a juros pagos antecipadamente na contratação de empréstimo junto ao Banco Votorantim.

9. TRIBUTOS DIFERIDOS

A Companhia possui créditos fiscais diferidos, cuja composição e origem são demonstradas a seguir:

PIS/COFINS Imposto de renda Contribuição social Total30/06/04 31/03/04 30/06/04 31/03/04 30/06/04 31/03/04 30/06/04 31/03/04

Prejuízos fiscais e base negativa da contribuição social - - 12.141 14.790 1.250 2.206 13.391 16.996

Diferenças temporáriasProvisão para contingências - - 15.260 14.983 5.494 5.394 20.754 20.377Provisão crédito de liquidação

duvidosa - - 24.611 24.810 8.860 8.931 33.471 33.741Benefício pós-emprego - - 4.072 4.072 1.466 1.466 5.538 5.538Outros - - 3.313 1.248 1.192 449 4.505 1.697

Receita antecipada - 616 - 4.580 - 1.649 - 6.845Total - 616 59.397 64.483 18.262 20.095 77.659 85.194

Circulante 28.350 29.333Longo prazo 49.309 55.861

326

Em atendimento às normas da Instrução CVM nº 371, de 25 de junho de 2002, a Companhia, com base nas projeçõesde resultados futuros, estima que a realização do ativo fiscal diferido, devidamente aprovado pelos órgãos daadministração, deverá ocorrer em um período máximo de cinco anos, conforme demonstrado abaixo:

MontanteAno de realização a realizar

2004 18.2992005 24.1642006 11.7322007 11.7322008 11.732

77.659

A composição do imposto de renda e da contribuição social diferidos passivos, por natureza, está demonstrada como segue:

Imposto de renda Contribuição social Total30/06/04 31/03/04 30/06/04 31/03/04 30/06/04 31/03/04

Correção monetária especial(CME) e complementar (CMC) 3.907 4.159 5.004 5.248 8.911 9.407

Recomposição tarifária 51.516 53.545 18.546 19.276 70.062 72.821Lucro de órgãos públicos diferido 167 167 60 60 227 227Variação cambial diferida 78 117 28 42 106 159Total 55.668 57.988 23.638 24.626 79.306 82.614

Circulante 6.367 9.675Longo prazo 72.939 72.939

Em consonância com a Deliberação CVM nº 273/98, a Companhia tem registrado o imposto de renda e acontribuição social diferidos passivos calculados sobre o saldo a ser depreciado da correção monetária especial.

Conforme nota 4, a Companhia reconheceu a correspondente receita referente à recomposição tarifária extraordináriade acordo com o regime de competência. Consubstanciada na opinião de seus assessores legais, e consulta àSecretaria da Receita Federal, a Companhia vem tributando essa receita para fins do Imposto de Renda eContribuição Social na medida em que ela é efetivamente faturada através do acréscimo tarifário (2,9% e 7,9%).

10. ATIVO IMOBILIZADO

Depreciação e 30/06/04 31/03/04Taxa Anual Média de amortização Valor Valor

Depreciação (%) Custo acumulada Líquido LíquidoEm serviço

Distribuição 5,39 1.453.913 (586.778) 867.135 874.463Comercialização 13,11 251.962 (77.219) 174.743 175.839Administração 4,62 32.219 (20.316) 11.903 12.867Atividades não vinculadas à concessão 18,04 782.960 (192.069) 590.891 602.215

2.521.054 (876.382) 1.644.672 1.665.384Em curso

Distribuição 92.041 - 92.041 70.560Comercialização 33.167 - 33.167 20.408Administração 3.425 - 3.425 2.733

128.633 - 128.633 93.701

2.649.687 (876.382) 1.773.305 1.759.085

Obrigações especiais vinculadas à concessão doserviço público de energia elétrica (281.164) (278.225)

Total do Ativo Imobilizado 1.492.141 1.480.860

327

O ativo imobilizado em curso refere-se, substancialmente, a obras de expansão do sistema de distribuição de energia elétrica.

De acordo com os artigos nos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalaçõesutilizados na produção, transmissão e distribuição de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendoos mesmos ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária, sem prévia e expressa autorização doÓrgão do Poder Concedente, Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. A Resolução ANEEL nº 20/99regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorizaçãoprévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando, ainda, queo produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, sendo aplicado na concessão.

O ágio oriundo da operação de incorporação de sua controladora Distriluz Energia Elétrica S.A., aprovada emAssembléia Geral Extraordinária de 27 de setembro de 1999, está sendo amortizado no prazo compreendido entre adata da incorporação até 31 de dezembro de 2027, em proporções mensais a sua rentabilidade projetada, conformedeterminado pela Resolução nº 269, de 15 de setembro de 1999, da ANEEL. Tal amortização poderá ser revisadaanualmente, a critério da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL, em função dosresultados realizados comparativamente aos dados projetados. O saldo em 30 de junho de 2004 é de R$ 585.991, eestá apresentado como atividade não vinculada à concessão.

11. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos empréstimos, financiamentos e outras dívidas em moeda estrangeira enacional são:

Composição

30/06/2004 31/03/2004Principal Principal

Longo LongoEncargos Circulante Prazo Encargos Circulante Prazo

Moeda estrangeira

Banco do Brasil 190 1.010 17.820 409 975 17.374Bradesco - - - 3 9.934 -

HSBC Bank - - - 974 48.456 - Banco Europeu de Investimentos –

BEI 333 - 155.915 6.438 - 146.081ABN Amro Bank 13 43.656 - 1.150 - 40.902Banco Santander 1.029 58.610 - 605 54.913 -Itaú – BBA 511 9.952 - 346 9.324 -Votorantim 290 93.549 - 84 87.648 -Subtotal moeda estrangeira 2.366 206.777 173.735 10.009 211.250 204.357

Resultado das operações de SWAP - 5.466 (12.940) - 20.614 2.282Total bruto 2.366 212.243 160.795 10.009 231.864 206.639

Moeda nacional

Eletrobrás - 7.374 44.582 - 7.371 46.452Banco do Brasil – Lei 8.727 401 4.879 42.691 392 4.650 41.854Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social – BNDES 241 4.628 47.481 31 2.415 4.226Banco do Estado do Ceará – BEC 12 - 884 25 - 880Banco do Nordeste – BNB 2 222 296 3 221 349Unibanco 1 276 - 1 274 68Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social - BNDES 1.182 29.926 131.027 1.217 29.412 135.606Subtotal Moeda Nacional 1.839 47.305 266.961 1.669 44.343 229.435Total 4.205 259.548 427.756 11.678 276.207 436.074

328

a. Do total de empréstimos e financiamentos, R$332.821 estão garantidos por vínculos com a receita de energiaelétrica (arrecadação).

b. A Companhia contratou, em 2002 e 2004, operações de empréstimo junto ao Banco Europeu de Investimentos– BEI, ao ABN Amro Bank, ao Banco Votorantim S.A. e ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômicoe Social - BNDES. Durante a vigência dos contratos, a Companhia comprometeu-se a cumprir as seguintesobrigações, as quais foram adequadamente atendidas em 30 de junho de 2004:

OBRIGAÇÕES ESPECIAIS FINANCEIRAS BANCO ÍNDICEDívida (c/ swap) / Ativo Total (máximo) ABN 0,6Dívida (c/ swap e fornecedores) / Ativo Total (máximo) BEI 0,7EBITDA / Encargos da Dívida (em 12 meses – mínima) BEI/ABN 3,0EBITDA / Despesa Financeira Líquida ( em 12 meses – mínima) BNDES / Votorantim 3,5 / 2,5Dívida Bancária Líquida / EBITDA (máximo) BNDES / Votorantim 2,5 / 3,0Dívida Bancária Líquida / Patrimônio Líquido (máximo) BNDES / Votorantim 0,6 / 0,7

c. A Companhia antecipou para 30 de junho de 2004 a liquidação do empréstimo externo (Resolução nº2770 doConselho Monetário Nacional) com o Bradesco no valor de R$10.269, cujo vencimento estava previsto parasetembro de 2004.

d. A Companhia antecipou para 30 de junho de 2004 a liquidação do empréstimo externo (Resolução nº2770 doConselho Monetário Nacional) com o HSBC no valor de R$53.674, cujo vencimento estava previsto paraoutubro de 2004.

e. A Companhia tem reconhecidas as obrigações junto à Fundação COELCE de Seguridade Social – FAELCE, asquais encontram-se classificadas como benefício pós-emprego (Nota 17).

f. O principal dos empréstimos e financiamentos a longo prazo, exclusive os efeitos da operação de swap, tem suacurva de amortização distribuída da seguinte forma:

2005 30.8612006 59.3592007 84.788Após 2007 265.688

440.696

g. Saldo por moeda/indexador, ajustado pelos contratos de swap, em 30 de junho de 2004:

Indexador %

CDI/SELIC 74,98RGR 6,82DÓLAR 2,75IGPM 6,69TJLP 6,33FINEL 0,70UMBND 1,35TR 0,38Total 100

A Companhia mantém contratos de swap para todos os empréstimos em moeda estrangeira, com exceção doscontratos com o Banco do Brasil S.A., trocando a remuneração desses contratos para taxas pós-fixadas que variamde 87% a 116% do CDI.

329

12. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

30/06/04 31/03/04

FORNECEDORES DE SERVIÇOS:Companhia de Interconexão Energética - CIEN 4.003 3.347Central Geradora Termelétrica de Fortaleza - CGTF 48.604 47.768Synapsis Brasil S.A. 1.593 1.593CAM Brasil Multiserviços Ltda. 15 -

Total 54.215 52.708

A Companhia não efetua transações com partes relacionadas em bases ou termos menos favoráveis do que aquelesque seriam praticados com terceiros, na avaliação de sua administração.

As operações com a Synapsis Brasil S.A referem-se, basicamente, à prestação de serviços de informática emanutenção dos sistemas da Companhia. O total de gastos incorridos até o 2º trimestre de 2004 montaram aR$11.308, sendo R$9.548 como despesa operacional no resultado da Companhia e R$1.760 capitalizados comoinvestimento.

Os saldos com a CAM – Brasil Multiserviços Ltda. advém de contratação desta para fiscalização de obras para aCOELCE com aplicação direta no investimento da Companhia. Durante o semestre findo em 30 de junho de 2004foram contratados serviços no montante de R$3.593.

A Companhia efetuou operações de compra de energia junto à Companhia de Interconexão Energética - CIEN, nomontante de R$15.270 durante o semestre findo em 30 de junho de 2004, devidamente autorizadas, pelo ÓrgãoRegulador.

A Companhia também mantém contrato de compra de energia junto à Central Geradora Termelétrica de Fortaleza.As transações relacionadas com este contrato montaram a R$215.913 no primeiro semestre de 2004.

A Synapsis Brasil S.A., a CAM Brasil Multiserviços, a Companhia de Interconexão Energética e a Central GeradoraTermelétrica de Fortaleza são subsidiárias dos acionistas controladores no exterior, a Companhia Energética do Riode Janeiro é acionista indireta.

13. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS

30/06/04 31/03/04Trabalhistas 19.130 19.331Cíveis 12.801 11.858Fiscais 57.344 56.497Total 89.275 87.686

Curto Prazo 2.177 567Longo Prazo 87.098 87.119

A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com osprocessos em andamento. Com base na opinião de nossos consultores legais, foram provisionados todos os processosjudiciais, cuja probabilidade de êxito foi estimada como remota para a Companhia.

Contingências Trabalhistas

Referem-se a diversas ações trabalhistas que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais depericulosidade, demissões sem justa causa, etc.

Contingências Cíveis

A situação jurídica da Companhia engloba processos de natureza cível, nos quais a Companhia é ré, sendo grandeparte associada a pleitos de danos morais e materiais.

330

A Companhia é ré em ações judiciais em que são questionados os valores pagos por consumidor, provenientes damajoração de tarifas de energia elétrica, com base nas Portarias do DNAEE nos 38 e 45, de 27 de janeiro e 4 de marçode 1986, respectivamente, durante a vigência do Plano Cruzado. A provisão para perdas nessas ações está contempladano saldo de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (nota 4).

Contingências Fiscais

A Companhia está questionando as alterações introduzidas pela Lei nº 9.718/98 na sistemática de apuração do PIS e daCOFINS, notadamente na ampliação da base de cálculo e majoração de alíquota da COFINS de 2% para 3%.Adicionalmente, a Companhia questiona a legalidade da exclusão da RGR e CCC da base de cálculo do PIS e da COFINS.

A Companhia possui processo administrativo pendente de julgamento, protocolado junto à Receita Federal, em quesolicita a compensação dos valores recolhidos a maior a título de Pasep, em face da inconstitucionalidade dos Decretosnº 2.445/88 e 2.448/88, declarada pelo Supremo Tribunal Federal e ratificada através de resolução do Senado Federal.

Possui também decisão judicial de primeira instância, na qual garante a restituição e/ou compensação de valoresrecolhidos a maior relativos às multas incidentes sobre recolhimentos de impostos e contribuições efetuados de formaespontânea. Argumenta-se a exclusão da multa baseada na denúncia espontânea prevista no artigo nº 138 do CódigoTributário Nacional - CTN. Sustentada na opinião dos consultores legais, a Companhia decidiu compensar os valoresenvolvidos com os impostos e contribuições vincendos (PIS, Cofins, IRPJ e CSLL). Conservadoramente, aCompanhia manteve provisionado o valor dos referidos tributos e contribuições compensadas, no montante deR$33.369 em 30 de junho de 2004. A Companhia adota o procedimento de reconhecer a atualização monetária combase na taxa Selic referente às compensações efetuadas.

Adicionalmente, existem processos de natureza cível, trabalhista e fiscal em andamento no montante de R$60.243, cujaprobalidade de êxito foi estimada como possível e nenhuma provisão foi consignada nas demonstrações financeiras.

14. RESULTADOS DE EXERCÍCIOS FUTUROS

30/06/04 31/03/04

Receita recebida antecipadamente 2.988 13.2432.988 13.243

A Companhia reconheceu, no exercício de 2003, os efeitos do reposicionamento tarifário concedido pela ANEEL (em23 de abril de 2003) relativos à previsão para aquisição de energia junto à Central Geradora Termelétrica de Fortaleza– CGTF (parte relacionada) iniciada em dezembro de 2003. A Administração entende que uma parcela da receitaauferida pela COELCE a partir do reposicionamento não percebe custo correspondente, uma vez que a aquisição deenergia termelétrica materializou-se somente a partir de dezembro de 2003.

O montante de R$13.243 refere-se à parcela da estimativa da Administração sobre a diferença entre a receitaefetivamente auferida pela tarifa autorizada para o período de abril de 2003 a março de 2004 e aquela estimada casoo reposicionamento tarifário adotado em abril de 2003 não refletisse o aumento de custo decorrente da aquisição deenergia junto a Central Geradora Termelétrica de Fortaleza – CGTF, ainda não amortizada. A amortização do saldoteve início em dezembro e prolongou-se até 23 de abril de 2004, data do reajuste da tarifa que vigorará para ospróximos 12 meses a partir daquela data.

O saldo existente em 30 de junho de 2004 se refere a valores recebidos da TELEMAR em virtude da concessão dodireito de uso de postes.

15. CAPITAL SOCIAL

O capital social está composto de ações sem valor nominal assim distribuídas:

Espécie e Classe Quantidade (mil)

Ações ordinárias 96.135.875Ações preferenciais “A” 56.237.203Ações preferenciais “B” 3.337.522Total 155.710.600

331

As ações preferenciais, sem direito a voto, não são conversíveis em ações ordinárias, gozando, porém, de prioridadeno reembolso do capital, tendo direito a dividendos mínimos não cumulativos de 6% ao ano para as ações de classe“A” e 10% para as ações de classe “B”, calculados sobre o valor proporcional do capital social atribuído à respectivaclasse, corrigido ao término de cada exercício social.

As ações preferenciais de classe “B” poderão ser convertidas em ações preferenciais de classe “A”, a requerimentodo interessado.

A Companhia está autorizada a aumentar seu capital até o limite de 300.000.000 mil de ações sem valor nominal,sendo 100.000.000 mil de ações ordinárias e 193.352.996 mil de ações preferenciais Classe A e 6.647.004 mil deações preferenciais Classe B.

A Companhia vem realizando anualmente, desde 1999, operação de desdobramento e resgate das ações paracompensar os acionistas pela redução do lucro líquido provocada pela amortização do ágio registrado na privatizaçãoda Companhia e absorvido pela Companhia por ocasião da incorporação de sua então incorporadora Distriluz S.A.,ocorrida em setembro de 1999, com a aprovação da CVM e ANEEL.

Em 21/07/2003, a Companhia recebeu Termo de Notificação – TN emitido pela Superintendência de FiscalizaçãoEconômica e Financeira –SFF da ANEEL, alegando que as operações de desdobramento e resgate de ações vêmsendo realizadas exclusivamente em interesse dos acionistas, descapitalizando a Companhia e descumprindo o itemVIII do artigo 31 da lei 8.897, de 13/2/1995, segundo o qual incumbe à concessionária “captar, aplicar e gerir osrecursos financeiros necessários à prestação do serviço”. O TN determina que a Companhia desfaça integralmenteas operações de resgate, anulando todos os atos societários, estornando contabilmente todos os lançamentos,adotando medidas efetivas de reembolso integral por parte dos acionistas dos valores e anulando todos os efeitosprovocados pela operação de desdobramento e resgate de ações. A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,através do relatório de fiscalização enviado para a Companhia em 26 de março de 2004 se manifestou desfavorávelà defesa enviada sobre o relatório de fiscalização consubstanciado no TN. A Companhia enviou resposta à ANEELno mês de maio do ano corrente, e aguarda pronunciamento da mesma em relação ao assunto.

Os consultores jurídicos da Companhia entendem que a operação de desdobramento e resgate de ações é legítima, nãoviolando obrigação legal ou o contrato de concessão, já havendo, inclusive, decisão favorável da CVM em caso análogo.

A Assembléia Geral Extraordinária realizada em 29 de abril de 2004 deliberou, por unanimidade, não examinarmomentaneamente, a operação de desdobramento e resgate de ações de emissão da Companhia, em razão dosquestionamentos e manifestações contrários da ANEEL, ficando o assunto para exame e deliberação em futuraassembléia. Tal decisão visa primordialmente preservar os interesses sociais da Companhia, evitando uma postura deafronta ao Órgão Regulador até que o assunto esteja decidido.

16. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

A conciliação entre a alíquota efetiva e nominal de imposto de renda e contribuição social é como segue:

30/06/2004 30/06/2003Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social sobre oLucro líquido 32.331 40.532

Alíquota nominal 34% 34%(10.992) (13.780)

Participação dos empregados 788 761Outros 186 2.973Despesa com IR e CSLL (10.018) (10.046)

17. OBRIGAÇÕES COM BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO

A Companhia é patrocinadora de fundo de pensão de benefício definido, administrado pela Fundação Coelce deSeguridade Social - FAELCE, entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, que tem por finalidadeprincipal complementar os benefícios a que têm direito auferir, como segurados de previdência social, os empregadosda Companha Energética do Ceará - COELCE. Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribui com umaparcela mensal proporcional à dos participantes da FAELCE, em função dos planos de benefícios.

332

O cálculo das reservas matemáticas relativas aos benefícios de suplementação de aposentadorias e pensões daFundação adota o regime financeiro de capitalização. A Companhia contribui mensalmente com a taxa de 5,65% dafolha de remuneração de todos os seus empregados e dirigentes, participantes da Fundação, para cobertura do custonormal, e com taxa de 3% sobre o quociente (não inferior à unidade) entre o número de empregados e dirigentesparticipantes da FAELCE, existentes em 31 de julho de 1997, e o número de empregados participantes existentes nomês de competência da Contribuição Suplementar Amortizante, estando prevista a vigência dessa contribuiçãosuplementar durante 22 anos e 6 meses a contar de julho de 1997. Além desse percentual, a patrocinadora éresponsável pelo pagamento das despesas administrativas da referida entidade.

A Companhia não concede outros benefícios pós-emprego a seus empregados, e até 30 de junho de 2004 contribuiucom R$3.825 referentes a contribuições previdenciárias e custeio administrativo.

A obrigação atuarial com a Faelce foi calculada por atuário independente e sua composição é como segue:

30/06/2004 31/03/2004Longo Longo

Circulante Prazo Total Circulante prazo Total

Programa de incentivo à pré-aposentadoria 3.739 - 3.739 4.642 - 4.642Contribuições parceladas - 54.629 54.629 7.698 46.184 53.882Obrigação por benefícios pós-emprego - 16.289 16.289 - 16.289 16.289Total 3.739 70.918 74.657 12.340 62.473 74.813

De acordo com a metodologia de cálculo estabelecida pelo IBRACON e ratificada pela instrução nº 371 da Comissãode Valores Mobiliários – CVM, não se espera para este ano imputações no resultado pela obrigação por beneficiopós-emprego destacada.

O saldo do Programa de Incentivo à Pré-aposentadoria refere-se a valores decorrentes de planos de demissãovoluntária e incentivada (PDV/PDI) estabelecidos pela Companhia em anos anteriores.

As contribuições parceladas referem-se a débitos provenientes de retenções e atrasos nos repasses de obrigações eseus encargos financeiros. O total da dívida foi consolidado em um único contrato de parcelamento, assinado em 30de junho de 1999, com as seguintes principais condições:

• Remuneração com base na variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor - INPC mais juros de 0,75%ao mês.

• Prazo de amortização de 144 meses.• 2,5 anos de carência e vencimento final em junho de 2011.

Em 30 de Abril de 2004, a COELCE renegociou suas obrigações junto à FAELCE conforme Resolução CGPC Nº 17/96 do Ministério da Previdência e Assistência Social, sob as seguintes condições:

• prazo para pagamento total: 10 anos e 2 meses, sendo 3 anos e 2 meses de carência.• Pagamento dos juros: mensais e sucessivos.• Amortização do principal: Será liquidado em 15 parcelas semestrais e sucessivas com o primeiro vencimento em

30/06/2007.

18. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

A Comissão de Valores Mobiliários - CVM, por meio da Instrução nº 235, de 23 de março de 1995, estabeleceu adivulgação, em nota explicativa às informações trimestrais, do valor de mercado dos instrumentos financeiros,reconhecidos ou não, nas informações trimestrais.

O negócio da Companhia compreende a distribuição de energia para os consumidores de sua área de concessão(Estado do Ceará) e portanto, os instrumentos financeiros significativos estão relacionados às seguintes transações:

• Os saldos de contas a receber e a pagar a longo prazo estão relacionados à recomposição tarifária extraordináriae, portanto, não estão sujeitos a ajuste a valor de mercado.

333

• Aplicações em fundos de curto prazo e/ou aplicações de renda fixa, se aproximam do valor de mercado.

• As participações societárias em outras empresas constituem valores irrelevantes, sendo a maioria das ações nãocotada no mercado.

• Os empréstimos da Companhia concentrados no curto prazo, para atendimento de seu capital de giro,aproximam-se do valor de mercado na data de balanço. Para os empréstimos de longo prazo, por se tratarem, emsua maioria, de fontes de financiamentos específicas, o valor de mercado não foi calculado de forma a obter ovalor de negociação a taxas vigentes no mercado para contratos em condições e prazos similares. A Companhiaadota a prática de celebrar contratos de swap junto a instituições financeiras, a fim de reduzir os riscos de taxade câmbio, conforme comentado a seguir.

Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim enumerados:

a. Risco de Taxa de Câmbio

Esse risco decorre da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxasde câmbio, que aumentem os saldos de passivo de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira captadosno mercado e as despesas financeiras. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia celebra contratos de swapjunto a instituições financeiras. Os ganhos ou perdas dessas operações estão registrados na demonstração doresultado. A Companhia, neste período, apresenta provisões de ganhos não realizadas com contratos de swap nadata base de 30 de junho de 2004 que estão registradas na rubrica empréstimos e montam R$7.474 (nota 11).

b. Risco de Taxa de Juros

Esse risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxasde juros, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados no mercado.

Outro risco que a Companhia enfrenta é a não-correlação entre os índices de atualização monetária de suasdívidas e das contas a receber. Os reajustes de tarifas de energia elétrica não necessariamente acompanham osaumentos nas taxas de juros locais que afetam as dívidas da Companhia.

c. Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade derecebimento de valores faturados a seus clientes. Para reduzir esse tipo de risco, a Companhia tem o direito deinterromper o fornecimento de energia caso o cliente deixe de realizar o pagamento de suas faturas, dentro deparâmetros e prazos definidos pela legislação e regulamentação específicas. A provisão para créditos deliquidação duvidosa é estabelecida em montante julgado suficiente, pela Administração da Companhia, paracobrir possíveis riscos de realização das contas a receber (nota 4).

d. Valor de Mercado

Nas considerações efetuadas pela Companhia, foram adotados valores de mercado de acordo com condiçõesverificadas no mercado em 30 de junho de 2004, para transações financeiras com condições similares.

O valor de mercado dos contratos de swap em 30 de junho de 2004 foi de R$13.462, a favor da COELCE. Esteresultado foi impactado especialmente pelas projeções de mercado do Swap do Banco Europeu de Investimentosa se vencer em 2005 e 2006. Tais valores, que estão relacionados aos contratos de empréstimos em moedaestrangeira (Nota 11), foram calculados através da expectativa de taxas futuras do mercado financeiro.

30 de junho de 2004Valor Valor de

Contábil Mercado

Contratos de swap 7.474 13.462

334

19. RESULTADO DO SERVIÇO

Os custos/despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:

05.01 - COMENTÁRIO DO DESEMPENHO DA COMPANHIA NO TRIMESTRE

(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando de outra forma mencionado)

As informações relativas a número de clientes, número de funcionários e MWh, não foram objeto de revisão porparte dos auditores independentes.

1. Análise do Resultado

A COELCE apresentou um lucro de R$19.995 no 1º semestre de 2004, menor em R$43.253 que o resultado obtidono mesmo período do ano anterior, que apresentou um lucro de R$63.248. Os principais valores do resultado seresumem na seguinte tabela:

Discriminação (R$ mil) Junho/04 Junho/03 Variação (%)Receita Operacional Líquida 651.213 477.499 173.714 36,38Resultado Financeiro (19.192) (61.804) (42.612) -68,95Resultado Operacional 32.702 40.283 (7.581) -18,82Resultado Não Operacional (371) 249 (620) (249,00)Lucro do Período 19.995 63.248 (43.253) (68,39)

Este resultado deveu-se, principalmente, aos seguintes fatores:

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA

Resumidamente, podemos compilar as principais variações na receita líquida da seguinte forma (em R$ milhões):

Discriminação VariaçãoPerdas com o Racionamento (6)Consumo de Energia 243Baixa Renda 5Outras 2Encargo Emergencial (13)Tributos (57)Total 174

Perdas com o racionamento

A variação reflete a recuperação das perdas com racionamento registrada no primeiro semestre de 2004 e 2003, nosmontantes de R$29.077 e R$23.165, respectivamente. (nota 4).

335

Consumo de Energia

A variação pode ser explicada, basicamente, pelo reajuste tarifário concedido em abril de 2003 (31,29%), ao reajustede 11,12% concedido em abril de 2004, ao aumento no volume de energia vendida em 128.666 MWh e pelaamortização da receita recebida antecipadamente (nota 14).

Encargo Emergencial

O encargo emergencial foi instituído pela Resolução nº71 de 07 de fevereiro de 2002, passando a ser cobrado doconsumidor a partir de março de 2002. O aumento se deve ao reajuste na tarifa do encargo de capacidadeemergencial cobrado aos consumidores, que no primeiro semestre de 2003 era de R$0,0057 por Kwh e no primeirosemestre de 2004 é de R$0,0085 por Kwh. Além do mais, durante os meses de janeiro e fevereiro de 2004 aCompanhia faturou o encargo de aquisição emergencial, cuja tarifa foi de R$0,004681 por Kwh (nota 4).

Tributos

A variação reflete o impacto sobre o ICMS, Pis e Cofins do aumento da energia faturada em 2004. Além do mencionado,durante o primeiro semestre de 2004 ocorreu a majoração da alíquota do ICMS que passou de 25% para 27%.

CUSTOS/DESPESAS OPERACIONAIS

Os custos/despesas operacionais (líquidas da receita financeira) apresentaram um acréscimo de 41,47% emcomparação ao mesmo período de 2003, passando de R$437.216 para R$618.511. Podemos relacionar alguns fatoresimportantes que ocorreram no período em análise:

Energia Comprada

O acréscimo de 101,70% verificado no custo com energia comprada é resultado dos seguintes fatores: o reajuste nastarifas de compra de energia da CHESF de 29,79% ocorrido em abril de 2003; reajuste nas tarifas de compra deenergia da CHESF de 5,78% em abril de 2004; e no 1º semestre de 2004, 37,93% do total da energia comprada foijunto à CGTF – Central Geradora Termelétrica de Fortaleza, cuja tarifa, por se tratar de geração termelétrica ésignificativamente maior se comparada com a CHESF.

RESULTADO FINANCEIRO

A variação das despesas e receitas financeiras (diminuição da despesa financeira líquida), no 1º semestre de 2004 emcomparação com o mesmo período do ano anterior, foi de R$42.612 distribuída da seguinte forma (em milhões de reais):

Receitas DespesasRenda de aplicações 4 Encargos de dívida 9Acréscimos moratórios 6 Variações monetárias (28)Atualização ativo regulatório (9) Juros s/ Capital Próprio (35)Atualização Impostos a Recuperar (11)Outros (1)Total (11) (54)

2. Variáveis Operacionais

Discriminação Junho/04 Junho/03 Variação (%)Vendas de Energia (MWh) 3.021.603 2.889.073 132.530 4,59Compras de Energia (MWh) 3.526.316 3.372.638 153.678 4,56Perdas de Energia 12 meses 13,78% 12,95% 0,83 6,41Número de Empregados 1.364 1.381 (17) (1,23)Número de Consumidores 2.194.973 2.035.929 159.044 7,81Relação Consumidor /Empregado 1.609 1.474 135 9,16

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3. Programa de Investimentos

Foram realizados no primeiro semestre, findo em 30 de junho de 2004 investimentos no total de R$73.463 (R$61.558no mesmo período do ano anterior). O Plano Anual de Investimentos para o ano 2004 considera um montanteaproximado de R$136.705.

4. Mercado

Até junho de 2004, a venda de energia elétrica apresentou um acréscimo de 4,59%, comparado com o mesmo períodode 2003, como podemos verificar no quadro abaixo:

Até Junho/04 Até Junho/03CLASSE (MWh) (MWh) ( % )Residencial 998.521 928.610 7,53Industrial 833.463 812.149 2,62Comercial 555.996 529.342 5,04Rural 210.877 220.126 -4,20Poderes Públicos 142.800 133.851 6,69Iluminação Pública 164.854 159.173 3,57Serviços Públicos 103.597 98.191 5,51Subtotal Mercado 3.010.108 2.881.442 4,47Consumo Próprio 8.455 3.773 124,09Revenda 3.040 3.858 (21,20)TOTAL 3.021.603 2.889.073 4,59

5. Número de Consumidores

O número de consumidores faturados no mês de junho de 2004 foi de 2.194.973 enquanto que em junho de 2003 foide 2.035.929, o que representou um crescimento de 7,81%.

CLASSE Em Junho/04 Em Junho/03 ( % )Residencial 1.843.602 1.609.784 14,52Industrial 7.054 7.308 -3,48Comercial 136.830 139.381 -1,83Rural 181.316 255.001 -28,90Poderes Públicos 23.517 22.591 4,10Iluminação Pública 846 398 112,56Serviços Públicos 1.254 1.219 2,87Consumo Próprio 551 244 125,82Revenda 3 3 0,00TOTAL 2.194.973 2.035.929 7,81

6. Composição Acionária em 30 de Junho de 2004

ACIONISTA ON PREF A PREF B TOTALINVESTLUZ S.A 91,66% 0,00% 0,00% 56,59%Investidores Privados 8,10% 77,91% 2,63% 33,21%ELETROBRAS 0,00% 14,11% 91,75% 7,06%PREFEITURAS 0,00% 0,17% 0,01% 0,06%Endesa International S/A 0,00% 6,29% 0,00% 2,27%OUTROS 0,24% 1,52% 5,61% 0,81%TOTAL 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%MILHÕES DE AÇÕES 96.136 56.237 3.338 155.711

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17.01 - RELATÓRIO DA REVISÃO ESPECIAL - SEM RESSALVA

RELATÓRIO SOBRE REVISÃO ESPECIAL

AosAcionistas e Administradores daCompanhia Energética do Ceará – COELCEFortaleza – Ceará

1. Efetuamos uma revisão especial das Informações Trimestrais (ITRs) da COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ– COELCE, compreendendo o balanço patrimonial em 30 de junho de 2004, a demonstração do resultado para osemestre e trimestre findos naquela data, o relatório de desempenho e as informações relevantes, apresentados deacordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração.

2. Nossa revisão foi efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo Instituto dos AuditoresIndependentes do Brasil - IBRACON, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade, e consistiu,principalmente, em: (a) indagação e discussão com os administradores responsáveis pelas áreas contábil, financeira eoperacional da Companhia quanto aos principais critérios adotados na elaboração das Informações Trimestrais; e(b) revisão das informações e dos eventos subseqüentes que tenham ou possam vir a ter efeitos relevantes sobre asituação financeira e nas operações da Companhia.

3. Baseado em nossa revisão especial, não temos conhecimento de nenhuma modificação relevante que deva ser feitanas Informações Trimestrais referidas no parágrafo 1, para que as mesmas estejam de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil, apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de ValoresMobiliários – CVM, especificamente aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais obrigatórias.

4. Conforme detalhado na Nota Explicativa n° 4 às Informações Trimestrais, em 30 de junho de 2004, a Companhiamantém transações de compra e venda de energia realizadas no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAEpendentes de liquidação, cujas contas a receber no montante de R$16.359 mil estão sob efeito de liminares judiciaispara suspensão dos pagamentos. Esses montantes podem estar sujeitos a alterações, dependendo da decisão deprocessos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos a interpretações das regras do mercadoem vigor.

Outros agentes do mercado não honraram seus pagamentos com a COELCE, com efeito de liminares judiciais parasuspensão da liquidação financeira desses valores nas datas estabelecidas pelo MAE, resultando em um montantevencido de R$2.560 mil, em 30 de junho de 2004. As informações trimestrais da Companhia não incluem nenhumaprovisão para perdas em relação a essas contas a receber em atraso.

5. O balanço patrimonial em 31 de março de 2004, apresentado para fins comparativos, foi por nós revisado, e nossorelatório sobre revisão especial, datado de 19 de abril de 2004 (exceto quanto às notas 16 e 20, cuja data era 29 deabril de 2004), continha parágrafo de ênfase relativo ao mesmo assunto exposto no parágrafo 4. A demonstração doresultado para o semestre e trimestre findos em 30 de junho de 2003, apresentada para fins comparativos, foi por nósrevisada, e nosso relatório sobre revisão especial, datado de 14 de julho de 2003, continha parágrafos de ênfaserelativos ao assunto exposto no parágrafo 4 e sobre a edição de normas disciplinando a recomposição do equilíbrioeconômico-financeiro das empresas distribuidoras de energia elétrica.

Rio de Janeiro, 12 de julho de 2004

DELOITTE TOUCHE TOHMATSU José Carlos MonteiroAuditores Independentes ContadorCRC-SP 011609/O-S-CE CRC-SP 100597/O-S-CE

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